СТО РЖД 1.09.010-2008. Стандарт ОАО «РЖД». Устройства электрификации и электроснабжения. Порядок продления назначенного срока службы
(утв. Распоряжением ОАО «РЖД» от 11.12.2008 № 2647р)
(с изм. от 15.08.2018)
Примечание
Документ введен в действие с 1 января 2009 года.
1. Разработан Проектно-конструкторским бюро по электрификации железных дорог (ПКБ ЭЖД) — филиалом ОАО «РЖД».
2. Внесен Департаментом электрификации и электроснабжения ОАО «РЖД».
3. Утвержден и введен в действие распоряжением ОАО «РЖД» от 2008 г. № 2647р.
При продлении срока службы устройств электрификации и электроснабжения, находящихся на балансе ОАО «РЖД», назначенный срок службы которых истекает или истек, помимо настоящего стандарта следует руководствоваться нормативными документами федеральных органов исполнительной власти.
Настоящий стандарт устанавливает порядок продления срока службы устройств электрификации и электроснабжения, находящихся на балансе ОАО «РЖД», назначенный срок службы которых истекает или истек.
Настоящий стандарт предназначен для применения подразделениями аппарата управления ОАО «РЖД», филиалами ОАО «РЖД» и иными структурными подразделениями ОАО «РЖД».
Применение настоящего стандарта сторонними организациями оговаривается в договорах (соглашениях) с ОАО «РЖД».
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 9105-74. Целлюлоза. Метод определения средней степени полимеризации
ГОСТ 16110-82. Трансформаторы силовые. Термины и определения
ГОСТ 17613-80. Арматура линейная. Термины и определения
ГОСТ 17703-72. Аппараты электрические коммутационные. Основные понятия. Термины и определения
ГОСТ 18322-89. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 19431-84. Энергетика и электрификация. Термины и определения
ГОСТ 25438-82. Целлюлоза для химической переработки. Методы определения характеристической вязкости
ГОСТ 27744-88. Изоляторы. Термины и определения
СТО РЖД 1.12.001-2007. Устройства электрификации и электроснабжения. Техническое обслуживание и ремонт. Общие требования.
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 16110, 17613, 18322, 19431, 27744, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1. Устройства (электрификации и электроснабжения): обобщающее наименование для контактной сети и воздушных линий электропередачи, релейных защит, устройств автоматики и телемеханики, средств постоянного технического диагностирования, оборудования тяговых и трансформаторных подстанций, а также линейных устройств тягового электроснабжения.
| 3.2. Назначенный срок службы: календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния. [ГОСТ 27.002-89, статья 4.10] |
|---|
| 3.3. Техническое состояние объекта: состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект. [ГОСТ 20911-89, статья 2] |
| 3.4. Остаточный ресурс: суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние. [ГОСТ 27.002-89, статья 4.6] |
3.5. Техническое решение (о продлении назначенного срока службы): документ, содержащий результаты обследования технического состояния устройства и определяющий срок, на который продлен его назначенный срок службы.
| 3.6. Работоспособное состояние: состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) проектно-конструкторской документации. [ГОСТ 27.002-89, статья 2.3] |
|---|
4.1 Классификация устройств электрификации и электроснабжения
4.1.1. По степени необходимости продления назначенного срока службы и порядку его продления все устройства электрификации и электроснабжения разделяются на следующие группы:
а) подлежащие обязательному выводу из эксплуатации по истечении назначенного срока службы;
б) допускающие продление назначенного срока службы в зависимости от фактического технического состояния с обязательным оформлением;
в) допускающие продление назначенного срока службы в зависимости от фактического технического состояния без оформления;
г) назначенный срок службы которых не установлен.
4.1.2. К устройствам электрификации и электроснабжения, подлежащим обязательному выводу из эксплуатации по истечении назначенного срока службы, относятся:
- линейная арматура контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи;
- стержневые фарфоровые изоляторы типа VKL.
4.1.3. К устройствам электрификации и электроснабжения, допускающим продление назначенного срока службы в зависимости от фактического технического состояния с обязательным оформлением, относятся:
- опоры, провода и тросы контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи напряжением свыше 1000 В;
- фарфоровые тарельчатые изоляторы контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи напряжением 27 и 35 кВ.
Примечание — к таким изоляторам не относятся изоляторы, являющиеся конструктивно неотъемлемой частью коммутационных аппаратов;
-
с высшим напряжением от 27 до 220 кВ включительно — во всех случаях;
-
с высшим напряжением до 15 кВ включительно — преобразовательные, а также те трансформаторы мощностью 25 кВ х А и выше, от которых получают питание устройства СЦБ.
4.1.4. К устройствам электрификации и электроснабжения, допускающим продление назначенного срока службы в зависимости от фактического технического состояния без оформления, относятся изделия машино-, приборо- и аппаратостроения, не перечисленные в 4.1.3, назначенный срок службы которых оговорен изготовителем в технической документации.
4.1.5. К устройствам электрификации и электроснабжения, назначенный срок службы которых не установлен, относятся устройства, не удовлетворяющие указанным в 4.1.2, 4.1.3 и 4.1.4 условиям.
4.2 Условия эксплуатации устройств электрификации и электроснабжения
4.2.1. Моментом достижения назначенного срока службы для устройств, указанных в 4.1.1, перечисления «а», «б» и «в», считается 31 декабря года, в котором с начала эксплуатации устройства исполнилось № лет. Значения N, исчисляемые в годах, принимаются в соответствии с 4.2.2, 4.2.3 и Приложением А.
4.2.2. Эксплуатация устройств, указанных в 4.1.1, перечисление «а», допускается с момента ввода в эксплуатацию до момента достижения назначенного срока службы, при этом значение № составляет:
- для линейной арматуры повышенной надежности — 50 лет;
- для линейной арматуры, не относящейся к арматуре повышенной надежности, а также для изоляторов типа VKL — 40 лет.
Примечание — указание об отнесении линейной арматуры к арматуре повышенной надежности должно содержаться в технической документации изготовителя. При отсутствии такого указания в явном виде линейная арматура не может быть отнесена к арматуре повышенной надежности.
4.2.3 Эксплуатация устройств, указанных в 4.1.1, перечисление «б», допускается:
- с момента ввода в эксплуатацию до момента достижения назначенного срока службы — без каких-либо дополнительных процедур;
- с момента достижения назначенного срока службы — только при условии наличия у данного устройства остаточного ресурса и документального оформления продления назначенного срока службы.
При этом значение № должно приниматься с соответствии с указаниями изготовителя, содержащимися в эксплуатационной документации. Если это значение изготовителем не указано, то при определении значения № следует руководствоваться Приложением А.
Факт наличия у того или иного устройства остаточного ресурса устанавливается путем обследования его фактического технического состояния в соответствии с требованиями раздела 5.
4.2.4. Эксплуатация устройств, указанных в 4.1.1, перечисления «в» и «г», допускается с момента ввода в эксплуатацию до момента замены в плановом порядке без каких-либо дополнительных мероприятий или до отказа.
4.2.5. Указанные в 4.2.2, 4.2.3 и 4.2.4 условия эксплуатации устройств электрификации и электроснабжения как до достижения назначенного срока службы, так и после него действуют только при своевременном выполнении технического обслуживания и ремонта в соответствии с установленными СТО РЖД 1.12.001 периодичностью.
4.2.6. К устройствам, указанным в 4.1.1, перечисление «б», если назначенный срок службы этих устройств истек до введения в действие настоящего стандарта, обследование фактического технического состояния и документальное оформление продления назначенного срока службы должны быть выполнены в срок не позднее 1 года с даты введения в действие настоящего стандарта.
5. Требования к порядку обследования фактического технического состояния и документального оформления продления назначенного срока службы
5.1 Общие требования
5.1.1. Обследование фактического технического состояния и документальное оформление продления назначенного срока службы устройств, указанных в 4.1.3, перечисление «б», должно производиться комиссией, назначаемой приказом (распоряжением) главного инженера железной дороги. Подготовку приказа (распоряжения) организует начальник службы электрификации и электроснабжения, а на дорогах, не имеющих таких служб, — начальник дистанции электроснабжения.
5.1.2 В состав комиссии, указанной в 5.1.1, должны входить:
- лицо, ответственное за электрохозяйство дистанции электроснабжения или лицо, замещающее ответственного за электрохозяйство (в качестве заместителя председателя комиссии).
Примечание — на железных дорогах, не имеющих отделений, председателем комиссии должен назначаться главный инженер железной дороги. В этом случае в приказе (распоряжении) о назначении комиссии следует указывать «Создать комиссию под моим председательством в следующем составе...»;
- начальник (старший электромеханик) отдельного цеха дистанции электроснабжения, на которого возложена ответственность за эксплуатацию конкретного устройства;
- инженер-технолог дистанции электроснабжения по соответствующей отрасли.
В состав комиссии могут также входить иные работники дистанций электроснабжения, службы электрификации и электроснабжения, дорожной электротехнической лаборатории, дорожного центра диагностики хозяйства электроснабжения, а также сторонних предприятий (организаций), выполняющих техническое обслуживание или ремонт отдельных устройств на договорной основе или привлекаемых в качестве экспертов. Необходимость включения в комиссию таких лиц определяет лицо, издающее приказ о составе комиссии в соответствии с 5.1.1.
5.1.3. Комиссии, указанные в 5.1.1, могут быть сформированы для каждой из дистанций электроснабжения либо для отдельных устройств одной и той же дистанции электроснабжения одним приказом на один календарный год. При необходимости внесения изменений в кадровый состав комиссий в течение года должен быть издан новый приказ.
5.1.4. Комиссия, сформированная в соответствии с 5.1.1, 5.1.2 и 5.1.3, должна определить фактическое техническое состояние и документально оформить продление назначенного срока службы устройств в соответствии с требованиями, указанными в 5.2, 5.3 и 5.4. Результат обследования фактического технического состояния должен быть оформлен техническим решением о продлении назначенного срока службы. В техническое решение должны быть включены выводы:
- о возможности продления назначенного срока службы;
- об исчисляемом в годах периоде, на который этот срок продлен;
- о дополнительных условиях по обеспечению надежности функционирования устройств (при необходимости).
В целях сокращения общего числа комиссий и количества технических решений о продлении назначенного срока службы рекомендуется группировать устройства по признакам, указанным в 5.2.1, 5.3.1 и 5.4.1.
Техническое решение о продлении назначенного срока службы должно оформляться в двух экземплярах. Форма технического решения — в соответствии с Приложением Б.
5.1.5. На железных дорогах, имеющих службы электрификации и электроснабжения, техническое решение о продлении назначенного срока службы, подписанное всеми членами комиссии, должно быть согласовано начальником службы электрификации и электроснабжения и утверждено главным инженером отделения железной дороги. Подлинники технического решения о продлении назначенного срока службы должны храниться:
- один экземпляр — в службе электрификации и электроснабжения;
- один экземпляр — в дистанции электроснабжения.
На железных дорогах, не имеющих служб электрификации и электроснабжения, техническое решение о продлении назначенного срока службы должно утверждаться главным инженером железной дороги. Подлинники технического решения о продлении назначенного срока службы должны храниться в дистанции электроснабжения.
Одна из копий технического решения о продлении назначенного срока службы должна храниться в отдельном цехе дистанции электроснабжения, на которое возложена ответственность за эксплуатацию конкретного устройства. Количество и места хранения остальных копий технических решений о продлении назначенного срока службы устанавливается лицом, ответственным за электрохозяйство дистанции электроснабжения.
Подлинники и все копии технических решений о продлении назначенного срока службы должны храниться до полного вывода из эксплуатации тех устройств, к которым они относятся.
5.1.6. Выполнение мероприятий, указанных в 5.1.4 и 5.1.5, должно быть закончено не более чем за один год до момента истечения назначенного срока службы, определяемого в соответствии с 4.2.1, и, как правило, не позднее этого момента. Исключением являются случаи, указанные в 4.2.6.
5.1.7. Фактическое техническое состояние устройств, указанных в 4.1.3, перечисление «б», должно обследоваться с учетом результатов выполнения:
а) установленных в ОАО «РЖД» видов технического обслуживания и ремонта (во всех случаях);
б) дополнительного технического диагностирования (в случаях, когда результатов, указанных в перечислении «а», мероприятий недостаточно для принятия решения о признании устройств находящимися в работоспособном состоянии или о продолжительности периода, на который назначенный срок службы может быть продлен).
Установленные в ОАО «РЖД» виды технического обслуживания и ремонта — в соответствии с утвержденными МПС России правилами эксплуатации устройств [1], а с 1 января 2008 г. — еще и СТО РЖД 1.12.001. Факт выполнения требований указанных документов может считаться установленным, если все предусмотренные ими виды технического обслуживания и ремонта выполнены своевременно и документированы в полном объеме.
5.2. Требования к порядку обследования фактического технического состояния и документального оформления продления назначенного срока службы опор, фундаментов и анкеров контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи напряжением свыше 1000 В
5.2.1. Результаты выполнения установленных в ОАО «РЖД» видов технического обслуживания и ремонта опор должны оцениваться комиссией для определенного количества опор, сгруппированных по признаку принадлежности к:
- контактной сети одного главного пути перегона либо всех главных путей перегона, либо соединительной ветви;
- контактной сети станции в целом или отдельного парка станции, или локомотивного (мотор-вагонного) депо;
- питающим и (или) отсасывающим линиям одной и той же тяговой подстанции или одного и того же автотрансформаторного пункта;
- одной или нескольким воздушным линиям электропередачи напряжением свыше 1000 В в границах одного и того же перегона или одной и той же станции (включая те участки проложенных по опорам контактной сети линий электропередачи, которые размещены на самостоятельных опорах).
1. Здесь и далее в настоящем подразделе по отношению к опорам, фундаментам и анкерам контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи напряжением свыше 1000 В применятся термин «опоры».
2. При определении границ между контактной сетью перегонов и контактной сетью станций либо контактной сетью разных парков и (или) контактной сетью локомотивных (мотор-вагонных) депо рекомендуется руководствоваться установленными на дистанции электроснабжения границами ответственности за эксплуатацию между отдельными цехами дистанции электроснабжения, а в пределах одного цеха — существующей нумерацией опор.
3. Выделение в отдельную группу опор отсасывающей линии рекомендуется только в случаях, когда имеются опоры, на которых размещены провода только этой линии.
При этом в техническом решении о продлении назначенного срока службы должны быть указаны перечень или диапазон номеров опор и, при необходимости, иные признаки опор, фактическое техническое состояние которых обследовано. На эти опоры допускается оформление одного технического решения о продлении назначенного срока службы.
Решение о порядке группирования опор должно приниматься председателем комиссии.
В группы не должны включаться опоры, отнесенные к дефектным или остродефектным.
Примечание — Критерии отнесения опор к дефектным или остродефектным, а также порядок их замены — в соответствии с установленными МПС России указаниями по техническому обслуживанию и ремонту опорных конструкций контактной сети [2].
5.2.2. Группа опор может быть признана находящейся в работоспособном состоянии, если на протяжении 6 лет, предшествующих дате работы комиссии, в отношении всех опор выполнены все установленные в ОАО «РЖД» виды технического обслуживания и ремонта.
В этом случае назначенный срок службы может быть продлен на 6 лет без каких-либо дополнительных мероприятий.
5.2.3. В случае, если комиссией будет установлен факт неполного выполнения условия, указанного в 5.2.2, перечисление «а», то комиссия вправе назначить дополнительное техническое диагностирование. Объем дополнительного технического диагностирования должен устанавливаться комиссией исходя из местных условий.
В случае, если комиссией будет установлен факт неполного выполнения условия, указанного в 5.2.2, перечисление «б», то комиссия вправе отложить решение вопроса о продлении назначенного срока службы до полной замены всех дефектных и остродефектных опор.
В этих случаях комиссией должен быть оформлен акт произвольной формы, в котором должны быть указаны основания, по которым решение вопроса о продлении назначенного срока службы отложено, и (или) исчерпывающий перечень подлежащих выполнению мероприятий, а техническое решение о продлении назначенного срока службы должно оформляться после того, как все необходимые мероприятия будут выполнены.
5.3. Требования к порядку обследования фактического технического состояния и документального оформления продления назначенного срока службы изоляторов, проводов и тросов контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи напряжением свыше 1000 В
5.3.1. Результаты выполнения установленных в ОАО «РЖД» видов технического обслуживания и ремонта изоляторов, проводов и тросов должны оцениваться комиссией для определенного количества изоляторов, проводов и тросов, сгруппированных по признакам, аналогичным установленным в 5.2.1. В дополнение к этим признакам могут также применяться:
- для проводов контактной сети — признак принадлежности к одному анкерному участку или одному пути станции;
- для тросов гибких и жестких поперечин — признак принадлежности к одной гибкой или жесткой поперечине.
Примечание — здесь и далее в настоящем подразделе по отношению к изоляторам, проводам и тросам контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, а также воздушных линий электропередачи напряжением свыше 1000 В применяются термины «изоляторы», «провода» и «тросы» соответственно.
5.3.2. Изоляторы могут быть признаны находящимися в работоспособном состоянии, если в отношении изоляторов выполнены все установленные в ОАО «РЖД» виды технического обслуживания и ремонта на протяжении:
- для фарфоровых тарельчатых изоляторов переменного тока и линий электропередачи напряжением 27 или 35 кВ — 3 лет, предшествующих дате работы комиссии;
- для фарфоровых тарельчатых изоляторов всех типов постоянного тока — 6 лет, предшествующих дате работы комиссии.
В этом случае назначенный срок службы может быть продлен на срок до 6 лет без каких-либо дополнительных мероприятий.
5.3.3. Провода и тросы могут быть признаны находящимися в работоспособном состоянии при одновременном выполнении следующих условий:
а) на протяжении 3 лет, предшествующих дате работы комиссии, в отношении проводов и тросов выполнены все установленные в ОАО «РЖД» виды технического обслуживания и ремонта;
б) среднее значение износа контактного провода и количество стыковок на нем не превышает предельно допустимое согласно [1].
Примечание — данное условие применяется только к контактным проводам.
В этом случае назначенный срок службы может быть продлен на срок до 6 лет без каких-либо дополнительных мероприятий.
5.3.4. В случае, если комиссией будет установлен факт неполного выполнения условий, установленных в 5.3.2 или перечислении «а» 5.3.3, то комиссия вправе назначить дополнительное техническое диагностирование. Объем дополнительного технического диагностирования комиссией исходя из местных условий.
В случае, если комиссией будет установлен факт неполного выполнения условий, указанных в 5.3.3, перечисление «б», то комиссия вправе отложить решение вопроса о продлении назначенного срока службы до полной замены соответствующих участков проводов или тросов.
В этих случаях комиссией должен быть оформлен акт произвольной формы, в котором должны быть указаны основания, по которым решение вопроса о продлении назначенного срока службы отложено, и (или) исчерпывающий перечень подлежащих выполнению мероприятий, а техническое решение о продлении назначенного срока службы должно оформляться после того, как все необходимые мероприятия будут выполнены.
5.4. Требования к порядку обследования фактического технического состояния и документального оформления продления назначенного срока службы силовых трансформаторов
5.4.1. Результаты выполнения установленных в ОАО «РЖД» видов технического обслуживания и ремонта силовых трансформаторов должны оцениваться комиссией для каждого трансформатора в отдельности.
5.4.2. Силовые трансформаторы могут быть признаны находящимися в работоспособном состоянии, если в отношении силовых трансформаторов выполнены все установленные в ОАО «РЖД» виды технического обслуживания и ремонта на протяжении:
- для трансформаторов напряжением 35 кВ и выше — трех последних результатов испытаний, результатов капитального ремонта (при наличии) и состоянию, предшествующих дате работы комиссии;
- для трансформаторов, контролируемых методом хроматографии, — 8 лет, предшествующих дате работы комиссии.
В этом случае назначенный срок службы может быть продлен на срок до 6 лет без каких-либо дополнительных мероприятий.
5.4.3. В случае, если комиссией будет установлен факт неполного выполнения условий, установленных в 5.4.2, то комиссия вправе назначить одно или несколько мероприятий дополнительного технического диагностирования из числа указанных в Приложении В.
В этом случае комиссией должен быть оформлен акт произвольной формы, в котором должны быть указаны основания, по которым решение вопроса о продлении назначенного срока службы отложено, и (или) исчерпывающий перечень подлежащих выполнению мероприятий, а техническое решение о продлении назначенного срока службы должно быть оформлено после того, как все необходимые мероприятия будут выполнены.
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЗНАЧЕНИЯ № ДЛЯ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, ДОПУСКАЮЩИЕ ПРОДЛЕНИЕ НАЗНАЧЕННОГО СРОКА СЛУЖБЫ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ С ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ ОФОРМЛЕНИЕМ (см. 4.2.3 настоящего стандарта)
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, ДОПУСКАЮЩИЕ ПРОДЛЕНИЕ
НАЗНАЧЕННОГО СРОКА СЛУЖБЫ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ФАКТИЧЕСКОГО
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ С ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ ОФОРМЛЕНИЕМ
| Наименование устройств | Значение N, лет |
| Железобетонные опоры контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий | 40 |
| то же на участках постоянного тока в агрессивных средах | 30 |
| то же повышенной надежности со стержневым армированием | 70 |
| Металлические опоры контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий, ригели, консоли и другие конструкции с лакокрасочным покрытием и возобновлением покрытия не реже чем каждые 8 лет | 50 |
| то же с металлизированным покрытием и возобновлением лакокрасочного покрытия не реже чем каждые 25 лет | 70 |
| то же в зонах VI — VII по [[1]](#p100393) по степени загрязненности атмосферы | 30 |
| Бетонные и железобетонные фундаменты и анкеры контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий | 50 |
| то же на участках постоянного тока в агрессивных средах | 30 |
| то же повышенной надежности | 70 |
| Поддерживающие конструкции в искусственных сооружениях | 30 |
| Железобетонные опоры линий электропередачи напряжением свыше 1000 В | 70 |
| Деревянные опоры линий электропередачи (пропитанные, на железобетонных приставках) | 30 |
| Изоляторы тарельчатые, фарфоровые и стеклянные | 30 |
| то же полимерные | 30 |
| то же фарфоровые стержневые <1> | 50 |
| Контактные провода на главных путях участков постоянного тока при угольных вставках токоприемников | 30 |
| то же при металлокерамических пластинах токоприемников | 20 |
| то же на участках переменного тока | 50 |
| то же на боковых путях участков постоянного и переменного тока | 50 |
| Медные, бронзовые и биметаллические сталемедные многопроволочные провода | 50 |
| то же в зонах с повышенной загазованностью серными и сернистыми газами | 25 |
| Алюминиевые и сталеалюминиевые провода | 50 |
| то же в зонах с повышенным загрязнением солевыми и щелочными компонентами | 25 |
| Стальные тросы | 20 |
| то же в зонах с повышенной влажностью или повышенным загрязнением воздуха активными химическими компонентами | 10 |
| Силовые трансформаторы | 40 |
| <1> За исключением указанных в 4.1.2 | |
ФОРМА ТЕХНИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ О ПРОДЛЕНИИ НАЗНАЧЕННОГО СРОКА СЛУЖБЫ
СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
начальник службы электрификации главный инженер __________
и электроснабжения ____________ отделения ________________
железной дороги железной дороги
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
"__" _________ 20__ г. "__" _________ 20__ г.
Техническое решение о продлении назначенного срока службы
Комиссией, назначенной приказом главного инженера железной дороги от "__" __________ 20__ г. N _____, произведено обследование фактического технического состояния следующих устройств электрификации и
электроснабжения _________________________________________________________. (перечень устройств, сформированный в соответствии с 5.2.1, 5.3.1 или 5.4.1)
На основании выполнения мероприятий, установленных СТО РЖД 1.09.010-2008, комиссия считает, что указанные устройства обладают остаточным ресурсом и назначенный срок службы этих устройств может быть
продлен на ____ лет.
Приложения: (включаются только в случаях, указанных в СТО РЖД
1.09.010-2008).
Ответственный за электрохозяйство ______ дистанции электроснабжения _____________ И.О. Фамилия (подпись) Начальник (старший электромеханик) (наименование цеха) дистанции электроснабжения _____________ И.О. Фамилия (подпись) Должность _____________ И.О. Фамилия (подпись)
(обязательное)
ПОРЯДОК
ВЫПОЛНЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В.1.1. В целях обследования технического состояния трансформаторов должны быть последовательно выполнены:
- анализ технических особенностей трансформатора;
- анализ условий эксплуатации трансформатора;
- испытания и проверки на работающем трансформаторе;
- испытания и проверки на трансформаторе, выведенном из работы.
В.2. Порядок анализа технических особенностей трансформатора
В.2.1. В ходе анализа технических особенностей трансформатора должны быть определены:
-
тип, обозначение трансформатора и технических условий, по которым он выпущен, предприятие-изготовитель, заводской номер;
-
система охлаждения трансформатора, тип масляных насосов (при наличии);
-
потери и ток холостого хода при номинальном и пониженном напряжениях;
-
сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток;
- основные параметры и результаты испытаний устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее — РПН):
-
тип, обозначение РПН и технических условий, по которым оно выпущено, предприятие-изготовитель, заводской номер, год выпуска;
-
результаты приемосдаточных испытаний РПН на предприятии-изготовителе — круговая диаграмма и осциллограмма работы контактов контактора;
-
тип, обозначение каждого из вводов и технических условий (или чертежа), по которым они выпущены, предприятия-изготовители, заводские номера, годы выпуска;
-
результаты приемосдаточных испытаний вводов на предприятии-изготовителе — значения электрической емкости, тангенса угла диэлектрических потерь, интенсивности частичных разрядов;
- участки с минимальными запасами электрической прочности изоляции;
- распределение температур при эксплуатационных режимах работы с выявлением наиболее нагретых зон.
В.2.2. При установлении параметров, перечисленных в В.2.1, следует руководствоваться документацией на трансформатор.
В.3. Порядок анализа условий эксплуатации трансформатора
В.3.1. В ходе анализа условий эксплуатации трансформатора должны быть определены:
- средняя нагрузка и превышение температуры обмоток и масла;
- наибольшая нагрузка и превышение температуры обмоток и масла;
- количество включений, в т.ч. при низких (до минус 20 °С) температурах;
- длительность и величины перевозбуждений магнитной системы;
- количество повышений напряжения, их длительность и значения;
- минимальное и максимальное давление масла во вводах;
- количество срабатываний РПН;
- количество коротких замыканий в питаемой системе и значения токов короткого замыкания;
- количество грозовых перенапряжений;
- количество коммутационных перенапряжений, их значения и длительность;
- результаты межремонтных испытаний с определением показателей, имеющих или имевших отклонения от норм:
-
результаты газохроматографического анализа газов, растворенных в масле;
-
результаты физико-химических анализов масла из бака трансформатора, РПН и вводов за период эксплуатации;
- отказы и неисправности, выявлявшиеся на данном трансформаторе за период его эксплуатации, и меры, предпринимавшиеся для их устранения.
В.3.2. После определения показателей, перечисленных в В.3.1, должен быть проведен внешний осмотр трансформатора при токе нагрузки, составляющем не менее 60% номинального. В ходе внешнего осмотра должны быть определены:
- комплектность;
- наличие течей масла с определением вероятных причин их появления;
- уровень масла в расширителе;
- значение давления во вводах;
- температура масла и окружающего воздуха;
- степень загрязнения трубок охладителей;
- характер шумов при работе маслонасосов, вентиляторов и их вибрации.
В.3.3. По результатам выполнения В.3.1 и В.3.2 следует определить возможные дефекты трансформатора для определения объема дополнительных испытаний. Определение возможных дефектов и повреждений должно производиться по таблице В.1.
| Подсистема (узел) | Дефекты и повреждения | Метод определения дефекта |
| 1. Активная часть | 1.1. Развивающиеся дефекты и повреждения | |
| Повышенный нагрев элементов конструкции (наличие короткозамкнутых контуров, ухудшение контактов, обтекаемых рабочим током) | Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле, на работающем трансформаторе — согласно В.4. Измерение омических сопротивлений обмоток после отключения и расшиновки трансформатора — согласно В.5 | |
| Перегревы в магнитопроводе | Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле, и определение фурановых соединений на работающем трансформаторе — согласно В.4 | |
| Распрессовка магнитопровода | Измерение вибрационных характеристик на работающем трансформаторе — согласно В.4 | |
| Наличие источников разрядов и нагревов на электромагнитных шунтах | Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле, на работающем трансформаторе — согласно В.4. Локация источника частичных разрядов на работающем трансформаторе — согласно В.4 | |
| 1.2. Износовые дефекты | ||
| Увлажнение изоляции | По изменению влагосодержания масла при прогреве трансформатора до температуры 65 +/- 5 °С — согласно В.4. Расчетным путем по результатам измерений коэффициента абсорбции и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции по зонам при двух значениях температуры — согласно В.5 | |
| Загрязнение поверхности изоляции | Измерение уровня частичных разрядов — согласно В.4. Температурная зависимость тангенса угла диэлектрических потерь изоляции по участкам — согласно В.5 | |
| Старение изоляции | Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле (определение CO, CO2, фурановых соединений), — согласно В.4 | |
| Загрязнение масла | Наличие механических примесей в масле при работающей системе охлаждения — согласно В.4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции после отключения и расшиновки при двух температурах — согласно В.5 | |
| Старение масла | Комплексный анализ масла — согласно В.4 | |
| Механическое ослабление крепления обмоток | Измерение вибрационных характеристик под нагрузкой — согласно В.4 | |
| 2. Вводы | Развивающиеся дефекты и повреждения во внутренней изоляции | |
| Частичные разряды, перегревы | Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости изоляции остова — согласно В.5. Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле, — согласно В.5 | |
| Старение и загрязнение масла | Комплексный анализ масла — согласно В.5 | |
| 3. Система охлаждения | Загрязнение трубок охладителей | Измерение перепада температуры масла на охладителе — согласно В.4 |
| Износ подшипников электронасосов | Прослушивание и измерение уровней шумов и вибраций — согласно В.4. Измерение тока, потребляемого электродвигателями насосов, — согласно В.4 | |
| Повреждение изоляции обмотки статора двигателя электронасоса | Измерение сопротивления изоляции после отключения — согласно В.5. Внешний осмотр — согласно В.4, В.5 | |
| Окисление контактов электроаппаратуры в шкафах управления охлаждением | Тепловизионный контроль | |
| Повышенный шум при работе пускателей в шкафах управления охлаждением | Прослушивание — согласно В.4 | |
| 4. Бак трансформатора, расширитель, маслопроводы | Наличие течей масла по сварным швам и уплотнениям | Внешний осмотр. Проверка маслоплотности при прогреве трансформатора — согласно В.4 |
| Повышенный нагрев составных частей | Тепловизионный контроль — согласно В.4 | |
| Наличие короткозамкнутых контуров | Измерение сопротивления изоляции между составными частями и баком согласно - В.5 | |
| Коррозия, нарушение лакокрасочного покрытия | Внешний осмотр — согласно В.5 | |
| 5. Контрольно-измерительная аппаратура и кабели | Ухудшение условий работы газового реле, манометров, термосигнализаторов | Измерение вибраций в зонах установки газового реле, манометров, термосигнализаторов — согласно В.4 |
| Неправильное функционирование манометров и термосигнализаторов | Снятие показаний при прогреве трансформатора — согласно В.4 | |
| Окисление контактов в клеммных коробках сигнализирующей аппаратуры | Внешний осмотр — согласно В.5 | |
| Повреждение защитной оболочки и изоляции контрольных кабелей | Внешний осмотр — согласно В.5 | |
| 6. Система дыхания и компенсации температурного расширения масла | Неправильный уровень масла в расширителе | Внешний осмотр, проверка уровня масла при прогреве трансформатора — согласно В.4 |
| Увлажнение силикагеля в дыхательном фильтре | Внешний осмотр, изменение цвета индикаторного силикагеля — согласно В.4 | |
| Отсутствие масла в гидрозатворе | Внешний осмотр — согласно В.4 | |
| 7. Устройство РПН | Ухудшение характеристик масла и увлажнение изоляции | Определение влагосодержания масла, определение пробивного напряжения масла — согласно В.5 |
| Перегрев контактов контактора | Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле, из бака контактора устройства РПН — согласно В.5 | |
| Механический износ устройств РПН | Измерение омических сопротивлений — согласно В.5 | |
| Коррозия деталей кинематики и окисление контактом аппаратуры шкафа привода устройства РПН | Снятие круговой диаграммы устройства РПН — согласно В.5 | |
| Износ резиновых уплотнений двери шкафа привода устройства РПН | Визуальный осмотр — согласно В.5 | |
В.4. Порядок испытаний и проверок на работающем трансформаторе
В.4.1. В ходе испытаний и проверок на работающем трансформаторе должны быть выполнены:
а) оценка возможного снижения электрической прочности изоляции трансформатора из-за наличия в нем влаги и примесей, оценка степени увлажнения твердой изоляции трансформатора;
б) проверка функционирования систем компенсации температурного расширения масла в баках трансформатора и контактора, а также во вводах по изменению уровня масла в расширителях и изменению давления во вводах в процессе нагрева.
Примечание — Выполняется одновременно с перечислением «а»;
в) определение наличия частичных разрядов электрическим и (или) акустическим методами;
г) оценка возможного снижения усилий прессовки обмоток и магнитопровода активной части трансформатора и определение аномальных зон вибрации;
д) измерение вибрационных характеристик элементов системы охлаждения;
е) проверка отсутствия течи масла в баке.
Примечание — Выполняется одновременно с перечислением «а»;
ж) проверка работы термосигнализаторов.
Примечание — Выполняется одновременно с перечислением «а»;
з) пофазное измерение тока, потребляемого маслонасосами системы охлаждения.
Примечание — Выполняется одновременно с перечислением «а»;
и) испытания масла из бака трансформатора с определением:
-
общих характеристик плотности, вязкости, коэффициента преломления света, содержания ароматических углеводородов, температуры вспышки;
-
характеристик старения масла — цвета и внешнего вида, кислотного числа, содержания водорастворимых кислот и щелочей, тангенса угла диэлектрических потерь при 20, 50, 70 и 90 °С и при температурах измерения изоляции трансформатора, объемного удельного сопротивления при 20, 50, 70 и 90 °С и при температурах измерений изоляции трансформатора, содержания ингибитора, поверхностного натяжения, мутности;
-
состава газов, растворенных в масле (газохроматографическим методом);
Примечание — Для проверки интенсивности проявления возможных источников газовыделения следует производить газохроматографические анализы масла в начале работ по В.4 и при увеличении нагрузки трансформатора;
- параметров, характеризующих комплексную электрическую прочность масла, — пробивного напряжения и коэффициента вариации, влагосодержания, результатов дисперсионного анализа механических примесей и оценки отфильтрованного осадка под микроскопом.
Примечание — Отбор пробы масла из бака трансформатора следует производить в период завершения работ по перечислению «а» в количестве 1,5 л. Методика испытаний — в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
к) испытания масла из бака контактора устройства РПН.
1. Отбор пробы масла из бака контактора устройства РПН производят в период завершения работ по перечислению «а».
2. Исследование продуктов деградации материалов (по газохроматографическому анализу газов, растворенных в масле) в соответствии с методическими указаниями [5];
л) тепловизионный контроль бака трансформатора, вводов, бака устройства РПН, элементов системы охлаждения.
Примечание — Выполняется в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
м) измерение тока в нейтрали и в цепи заземления трансформатора.
Примечание — При изменении нагрузки трансформатора измерения повторить;
н) измерение потоков масла в системе охлаждения;
о) оценка перегревов бака, наружных конструкций и вводов методом тепловизионного контроля;
п) измерение характеристик вводов при рабочем напряжении.
Примечание — Выполняется в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].
В.4.2. Порядок выполнения оценки возможного снижения электрической прочности изоляции трансформатора из-за наличия в нем влаги и примесей, оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора.
В.4.2.1. Для выполнения оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора следует:
- прогреть трансформатор до температуры 65 +/- 5 °С и выдержать при этой температуре в течение трех суток;
- перед началом прогрева на каждом адсорбционном фильтре перекрыть один кран для исключения протока масла и адсорбции влаги из масла силикагелем фильтров;
- установить следующие уставки термосигнализатора: 70 °С — сигнал, 80 °С — отключение;
- процесс нагрева трансформатора регулировать путем отключения части вентиляторов системы охлаждения. Скорость повышения температуры при нагреве — не более 5 °С/ч. Стабильность температуры при выдержке обеспечивать путем изменения числа работающих вентиляторов;
- в процессе прогрева каждые 2 ч регистрировать следующие параметры:
-
температуру верхних слоев масла в баке трансформатора и окружающего воздуха;
-
состояние системы охлаждения (количество включенных вентиляторов);
- отбор проб масла из бака трансформатора для измерения влагосодержания выполнить перед прогревом, при достижении температуры выдержки 65 °С и через 12, 24, 48 и 72 ч после достижения температуры выдержки;
- после окончания проверки степени увлажнения краны адсорбционных фильтров необходимо открыть;
- уровень влагосодержания картона W после выдержки в течение трех суток при температуре 65 +/- 5 °С определить по формуле:
где:
W - влагосодержание картона в условиях равновесия до прогрева,
0
определяемое по рисунку В.1 (здесь и далее рисунки не приводятся); ДЕЛЬТА W — прирост влагосодержания масла за время выдержки при температуре (65 +/- 5) °С.
Растворимость воды в характерных маслах, применяемых в отечественных трансформаторах, при 60 и 70 °С составляет соответственно:
- для масла марки ГК- 200 и 280 г/т;
- для масла марки Т-750 — 260 и 370 г/т;
- для масла марки ТКП — 320 и 435 г/т.
В.4.2.2. Результаты мероприятий, предусмотренных в В.4.2.1, обработать, произвести оценку степени увлажнения твердой изоляции по характеру изменения влагосодержания масла и составить протоколы испытаний:
- «сухой» трансформатор — влагосодержание твердой изоляции находится в пределах от 0,5 до 1,0%, не выявлено существенного изменения влагосодержания масла при изменении температуры (остается ниже 15 г/т), относительное влагосодержание масла — не более 3% при температуре от 60 до 70 °С;
- «нормальный» трансформатор — влагосодержание твердой изоляции находится в пределах от 1,0 до 1,5%, слабое (не более чем в 2 раза) повышение влагосодержания масла после прогрева, относительное влагосодержание масла — не более 5% при температуре от 60 до 70 °С;
- «увлажненный» трансформатор — относительное влагосодержание масла в диапазоне минимальных рабочих температур превышает 50%;
- «влажный» трансформатор — влагосодержание твердой изоляции превышает 3%.
В.5. Порядок испытаний и проверок на трансформаторе, выведенном из работы
В.5.1. В ходе испытаний и проверок на трансформаторе, выведенном из работы, должны быть выполнены:
а) измерение потерь холостого хода и тока намагничивания на всех положениях РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
б) измерение характеристик изоляции обмоток (коэффициента абсорбции, тангенса угла диэлектрических потерь, емкости).
Примечание — Производится при трех значениях температуры: 20, 50 и 70 °С. Метод проведения измерений — в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
в) измерение характеристик изоляции вводов, как минимум, при двух значениях температуры.
Примечание — Выполняется одновременно с перечислением «б» в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
г) измерение сопротивления постоянному току обмоток.
Примечание — На всех положениях устройства РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
д) оценка состояния контактора РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
е) оценка состояния кинематики устройства РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
ж) отбор проб масла из вводов для проведения следующих анализов и измерений в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4] (газохроматографического анализа газов, растворенных в масле, измерения тангенса угла диэлектрических потерь при 20, 50, 70 и 90 °С, кислотного числа и влагосодержания).
Примечание — Отбор проб масла производится на прогретом трансформаторе в количестве 150 мл на один ввод;
з) отбор проб масла из бака контактора устройства РПН для проведения следующих анализов и измерений в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4] (газохроматографического анализа газов, растворенных в масле, пробивного напряжения, влагосодержания);
и) отбор образцов и определение степени полимеризации бумажной изоляции по ГОСТ 9105 или ГОСТ 25438;
к) испытание трансформатора на плотность в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];
л) осмотр и проверка состояния газового реле, клеммной коробки, аппаратуры привода устройства РПН;
м) проверка сопротивления изоляции статорных обмоток электродвигателей маслонасосов.
Примечание — Проводится согласно инструкциям завода-изготовителя.
В.6. Порядок оценки состояния трансформатора
В.6.1. В ходе выполнения оценки состояния трансформатора следует руководствоваться критериями, указанными в В.4.2.2, Инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования [3], объемах и нормах испытаний электрооборудования [4], и дополнительными критериями, приведенными в таблице В.2. Наличие в трансформаторе дефектов, указанных в таблице В.2, столбце 2, свидетельствуют о большом риске его повреждения трансформатора при дальнейшей эксплуатации трансформатора. Поэтому должны быть приняты меры по их устранению.
| Наличие дефектов с возможностью дальнейшей эксплуатации | Большой риск повреждения при дальнейшей эксплуатации <1> |
| Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре более 20% (содержание влаги в волокнах более 2,5%) | Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре более 40% (содержание влаги в волокнах более 6%). Наличие свободной воды в масле |
| Относительное влагосодержание масла при минимальной рабочей температуре более 40%, влагосодержание картона более 1,5% | Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре более 40%, влагосодержание картона более 3% |
| Загрязнение частицами: наличие частиц размером от 5 до 1500 мкм в количестве более 1000 в 10 мл масла | Загрязнение частицами (класс загрязненности масла превышает 10): наличие видимых и проводящих частиц |
| Выделение углеродистых соединений в местах нагрева при температуре более 500 °С. Выделение пузырьков ацетилена в местах нагрева при температуре свыше 800 °С. Выделение шлама из состаренного масла на картоне под действием электрического поля | Влагосодержание витковой изоляции при насыщении масла газом более 1,0%. Наличие больших газовых пузырьков в масле. Снижение электрической прочности масла из-за старения ниже предельных значений |
| Интенсивность частичных разрядов в диапазоне от 500 до 1000 пКл (грубый дефект — от 1000 до 2500 пКл) | Интенсивность частичных разрядов превышает 2500 пКл (критический уровень частичных разрядов 100000 пКл) |
| <1> В случае выявления указанных в данном столбце дефектов должны быть немедленно приняты меры по их устранению | |
В.7. Порядок оценки остаточного ресурса трансформаторов
В.7.1. Для выполнения оценки остаточного ресурса трансформатора следует:
1 1 1 L = - х (--- - ---), (В.2) К СП СП 0 к
где:
L - срок службы, ч;
К - коэффициент старения, зависящий от температуры и состояния бумажной
изоляции; СП — степень полимеризации бумажной изоляции неработавшего 0 трансформатора; СП — степень полимеризации бумажной изоляции в конце срока службы к трансформатора; - определить остаточный ресурс трансформатора, проработавшего t часов, по формуле:
1 1 1 L = - х (--- - ---), (В.3) ост К СП СП t к где СП - степень полимеризации бумажной изоляции трансформатора,
t
проработавшего t часов.
Примечание — Зависимость коэффициента старения К от температуры и состояния бумажной изоляции и масла приведена на рисунке В.2;
1. Оценку остаточного ресурса следует производить исходя из снижения степени полимеризации к концу срока службы трансформатора до значения от 200 до 250. Определение степени полимеризации образцов изоляции — по методике, установленной ГОСТ 25438.
2. <a id="p100386"></a>Например, для трансформатора, находившегося в эксплуатации, значение
степени полимеризации образца картона составило 800. Согласно рисунку В.2 его коэффициент старения К, при условии дальнейшей работы с окисленным
-8
маслом при температуре 90 °С, равен К = 2,52 х 10 . При этом остаточный ресурс L составит:
ост
1 1
(--- - ---)
200 800 5 L = ----------- = 2,57 х 10 ч, т.е. L ~= 17 лет; ост -8 ост
2,52 х 10
- определить фактический конец срока службы трансформатора (момент достижения предельного состояния) при наличии хотя бы одного из следующих факторов:
-
снижение степени полимеризации бумажной изоляции до значений от 200 до 250;
-
экономическая нецелесообразность продолжения эксплуатации трансформатора с низкими технико-экономическими характеристиками.
1. Правила устройства и технической эксплуатации контактной сети электрифицированных железных дорог ЦЭ-868. Утверждены Министерством путей сообщения Российской Федерации 11 декабря 2002 г.
2. Указания по техническому обслуживанию и ремонту опорных конструкций контактной сети К-146-2002. Утверждены Департаментом электрификации и электроснабжения МПС России 25 октября 2002 г.
3. Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог ЦЭ-936. Утверждена Министерством путей сообщения Российской Федерации 14 марта 2003 г.
4. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Утверждены Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 8 мая 1997 г.
5. РД 153-34.0-46.302-00. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. Утверждены Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» 12 декабря 2000 г.
------------------------------------------------------------------