ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРЕЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

У. Ш,

ЩШш СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ    СТО 56947007-

ОАО «^{фСК ЕЭС>>}    29.240.10.030-2009

Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования электротехнического оборудования ПС ЕНЭС

Стандарт организации

Дата введения: 18.05.2009 Дата введения изменений: 18.07.2018

ОАО «ФСК ЕЭС» 2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27.12.2002    №    184-ФЗ    «О    техническом

регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации - ГОСТ Р 1.5-2012.

Сведения о стандарте организации

1. РАЗРАБОТАН:    ОАО «ФСК ЕЭС», ООО НТЦ «ЭДС», ООО НПО

«Техносервис-Электро», Филиал ОАО «ИЦ ЕЭС»-фирма «ОРЕРЭС», ООО «РусЭнергоКонсалт».

2.    ВНЕСЁН:    Департаментом    производственной безопасности

и экологической политики, Департаментом инновационного развития.

3. УТВЕРЖДЁН И ВВЕДЁН В ДЕЙСТВИЕ:    Распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.05.2009 № 176р.

4.    СОЕЛАСОВАН:    письмом Управления государственного

энергетического надзора Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Ростехнадзор» от 02.12.2008 № 10-05/2912.

5. ИЗМЕНЕНИЯ    ВВЕДЕНЫ:    Приказом ПАО    «ФСК ЕЭС»

от 18.07.2018 № 273 в разделы: 1 (и. 1.1), 2 (и. 2.5), 3 (пункты 3.2; 3.4;

3.8), 4 (пункты 4.1; 4.6), 6 (и. 6.5); Приложения: 1; 2; 5 - 7; 8 - 12; 18 -20; добавлено Приложение 23.

6 ВВЕДЁН: с изменениями от 18.07.2018 (ПОВТОРНО).

Замечания и предложения по стандарту организации следует направлять в Департамент инновационного развития ПАО «ФСК ЕЭС» по адресу: 117630, Москва, ул. Ак. Челомея, д. 5А, электронной почтой по адресу: vaga-na@fsk-ees.ru.

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения ПАО «ФСК ЕЭС».

Приложение 1

Нормативные и методические документы, регламентирующие оценку состояния электрооборудования ПС

1.    ГОСТ 609-84 Машины электрические вращающиеся. Компенсаторы синхронные. Общие технические условия.

2.    Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Приказ Минэнерго России от 19.06.2003 № 229.

3.    РД 153-34.0-46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

4.    РД 34-45.309-92 Методические указания по проведению испытаний генераторов на нагревание.

5.    РД 34.45.608-91 Типовое положение по определению необходимости полных перемоток статоров турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов.

6.    РД 153-34.3-46.304-00 Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения.

7.    РД 153-34.3-47.501-01 Рекомендации по эксплуатации и выбору выключателей, работающих в цепи шунтирующих реакторов.

8.    РД 03-421-01 Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов.

9.    Инструкция по продлению срока службы сосудов, работающих под давлением: Приказ Минэнерго России от 24.06.2003 № 253.

10.    РД 153-34.0-20.363-99 Основные положения методика инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ.

11.    РД 153-34.0-20.525-00 Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок.

12.    СО 34.35.311-04 Методические указания по определению электромагнитных обстановки и совместимости на электрических станциях и подстанциях.

13.    СО 34.46.611-05 Типовая технологическая инструкция. Ремонт высоковольтных вводов классов напряжения 35 кВ и выше. ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «ЦКБ Энерергоремонт».

14.    СТО 56947007-29.180.01.207-2015 Методика измерения частичных разрядов в

маслобарьерной    изоляции    силового трансформаторного    оборудования,

ПАО «ФСК ЕЭС».

10

15.    СТО    56947007-29.180.01.009-2008    Методические    указания    по    определению

содержания фурановых производных в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии, ОАО «ФСК ЕЭС».

16.    СТО    56947007-29.180.01.007-2008    Методические    указания    по    определению

содержания кислорода, азота в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии, ОАО «ФСК ЕЭС».

17.    СТО    56947007-29.180.010.008-2008    Методические    указания    по    определению

содержания ионола в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии, ОАО «ФСК ЕЭС».

18.    СТО 56947007-29.200.10.011-2008 Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования (с изменениями от 16.06.2010), ОАО «ФСК ЕЭС».

19.    СТО 56947007-29.240.003-2008 Методические указания по дистанционному оптическому контролю изоляции воздушных линий электропередачи и распределительных устройств переменного тока напряжением 35-1150 кВ, ОАО «ФСК ЕЭС».

20.    СТО 34.01-23.1-001-2017 Объем и нормы испытания электрооборудования, ПАО «Россети».

21.    СТО 34.01-24-002-2015 Планирование и выполнение ремонта, формирование списка объектов для включения в раздел инвестиционной программы в части технического перевооружения и реконструкции с учётом жизненного цикла продукции, ПАО «Россети».

22.    СТО 70238424.29.220.20.001-2009 Аккумуляторные установки электрических станций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования, НП «ИНВЭЛ».

23.    ТИ 34-70-026-84 Типовая инструкция по эксплуатации маслонаполненных вводов на напряжение 110-750 кВ. Елавтехуправление Минэнерго СССР 17.05.1984. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

24.    Руководство по капитальному ремонту высоковольтного трехполюсного выключателя У-110-2000-40 У1 (У-110-8). ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

25.    Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМД-35/600. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО ОРЕРЭС, 1975.

26.    Руководство по капитальному ремонту трехполюсных выключателей ВМПЭ-10. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

27.    Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя МКП-35-1000-25. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

28.    Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМГ-10-630-20 (ВМЕ-10-1000-20). ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО ОРЕРЭС, 1975.

11

29.    Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя С-35М-630-10. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

30.    Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя У-220-1000/2000-25У1. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.

31.    Руководство по капитальному ремонту воздушных выключателей ВВН-220-15 и ВВН-330-15. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО ОРГРЭС, 1977.

32.    Руководство по капитальному ремонту масляных выключателей BT-35-630-10V1 и ВТД-35-630-10У1. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

33.    Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМП-10П/630. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО ОРГРЭС, 1975.

34.    Руководство по капитальному ремонту электромагнитного выключателя ВЭМ-6-2000. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО ОРГРЭС, 1977.

3 5. Руководство по капитальному ремонту масляного выключателя ВМК-110-2000-12,5У1. ЦКБ Энергоремонт. М.: СПО ОРГРЭС, 1975.

36.    Руководство по капитальному ремонту воздушного выключателя ВВБ-500, М., 1978.

37.    Техническое описание и инструкция по эксплуатации воздушного выключателя ВВБ-500. М. 1979.

38.    МУ 34-70-016-82 Методические указания по наладке воздушных выключателей серии ВВБ напряжением 110-500 кВ.

39.    МУ 34-70-061-84 Методические указания по перезарядке предохранителей.

40.    Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ, 750 кВ типов РОДБС-60000/500, РОМБС-60000/500, РОМБСМ-60000/500, РОМБС-110000/750/35, РОМБС-110000/750/110 производства ОАО «ПК ХК ЭЛЕКТРОЗАВОД», 2017, ОАО «ПК ХК Электрозавод».

41. Методика    оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей. Приказ Минэнерго России от 26.07.2017 № 676.

12

Приложение 2

Сводная ведомость №_технического состояния трансформаторов

(автотрансформаторов, реакторов)

мэс

Предприятие

(наименование ПМЭС)

Подстанция

Период проведения технического освидетельствования с «    »    по«    »

1 Паспортные характеристики трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов)

№ п/п Паспортные характеристики Диспетчерское наименование 1 Число фаз 2 Тип 3 Завод-изготовитель 4 Зав.№ 5 Чертёж № 6 Г од выпуска 7 Г од ввода в эксплуатацию 8 Схема и группа соединений 9 Номинальная мощность, кВА 10.1 Номинальный ток, кА, ВН 10.2 СН 10.3 нн 11.1 Номинальное напряжение, кВ, ВН 11.2 СН 11.3 НН 12 Потери XX, кВт 13 Ток XX, % 14.1 Напряжение КЗ, % ВН-СН 14.2 ВН-НН 14.3 СН-НН 15 Система охлаждения 16 Марка масла 17 Способ защиты масла от увлажнения 18 Тип переключающего устройства 19 Полная масса

13

№ п/п Эксплуатационные параметры Диспетчерское наименование 1 Срок эксплуатации, лет 2 Нормативный срок эксплуатации, лет 3 Даты капитальных ремонтов 4 Содержание работ при ремонтах 5 Даты замены или регенерации масла 6 Марка доливаемого масла 7 Нагрузки трансформатора, % SH0M -    в нормальном режиме -    максимальные 8 Сведения о сквозных токах КЗ близких к токам динамической и термической стойкости (дата, значение, продолжительность) 9 Перечень отказов за весь срок службы (дата, причина) 10 Состояние силикагеля и даты его замены в ТСФ (адсорберах) за последние 5 лет

3 Результаты последних регламентированных испытаний трансформаторов

(автотрансформаторов, реакторов)

№ п/п Эксплуатационные параметры Диспетчерское наименование 1 Внешний осмотр 2 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле 2.1 н2 2.2 о2 2.3 N 2.4 сн4 2.5 со 2.6 со2 2.7 с2н4 2.8 с2н6 2.9 с2н2 2.10 со/со2 3 Оценка влажности изоляции -    прямое определение образцов изоляции -    по кривым равновесного состояния масла и бумаги -    по результатам измерения тангенса угла диэлектрических

	потерь масла и бумаги
№ п/п	Эксплуатационные параметры	Диспетчерское наименование
4	Измерение сопротивления изоляции при схеме
5	Измерение tg □ изоляции при схеме
6	Оценка состояния твердой изоляции (дата / оценка) -    по концентрации фурановых производных в масле -    по степени полимеризации образцов
7	Измерение сопротивления обмоток постоянному току
8	Измерение потерь XX
9	Измерение сопротивления короткого замыкания трансформатора (при необходимости)
10	Тепловизионный контроль состояния трансформаторов
11	Испытание трансформаторного масла (дата)
11.1	ипр
11.2	W
11.3	Твсп
11.4	КЧ
11.5	КИЧ
11.6	tg6 70/90
12	Оценка состояния устройств регулирования напряжения
13	Проверка устройств системы охлаждения
14	Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
15	Результаты испытания встроенных трансформаторов тока
16	Оценка состояния вводов (по сводной ведомости №)

4 Результаты испытаний трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов) при последнем капитальном ремонте (дата / оценка) _

№ п/п Эксплуатационные параметры Диспетчерское наименование 1 Сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода 2 Испытание изоляции обмоток вместе с вводами повышенным напряжением частоты 50 Гц (для трансформаторов до 35 кВ) 3 Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе повышенным напряжением частоты 50 Гц 4 Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле (при установке или ремонте) 5 Проверка коэффициента трансформации (после капремонта) 6 Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов (после капремонта) 7 Контроль состояния РПН с помощью измерения тока и мощности в двигателе привода, измерения момента сопротивления на валу привода, измерения акустических сигналов

5 Результаты последних дополнительных испытаний (дата / оценка)

№ п/п Эксплуатационные параметры Диспетчерское наименование 1 Измерение уровня ЧР 2 Акустическое обследование трансформатора 3 Вибрационное обследование бака 4 Вибрационное обследование маслонасосов 5 Оценка состояния обмоток методом -    низковольтных импульсов; -    частотного анализа 6 Испытания трансформаторного масла, не регламентируемые СТО 34.01-23.1-001-2017 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» 7 Результаты комплексного обследования 8 Общая оценка технического состояния

Примечания.

* В ячейках таблицы результат обозначается знаками «плюс», «минус» или «звездочка». Знаки «+», «-» означают соответствие или несоответствие результата регламентных проверок нормативам (отсутствие или наличие явно выраженных дефектов). Знак «*» означает, что параметры оборудования, остаются не хуже предельно допустимого значения, однако находятся в зоне риска (или вероятно наличие развивающихся дефектов).

** Общая оценка технического состояния дается в соответствии с требованиями пунктом 4.6 Методики как «очень хорошее», «хорошее», «удовлетворительное», «неудовлетворительное» или «критическое».

17

Приложение 3

Сводная ведомость №_технического состояния синхронного и

статического компенсаторов

мэс_

Предприятие_

(наименование ПМЭС)

Подстанция_

(наименование ПС)

Период проведения технического освидетельствования

с «_»_по    «_»_20    г.

1 Синхронный компенсатор (СК)

1.1 Паспортные технические характеристики СК

№ Паспортные характеристики Диспетчерское наименование СК п/п 1. Тип СК 2. Завод-изготовитель 3. Заводской № 4. Г од ввода в эксплуатацию 5. Shomio (на водородном охл.), кВА 6. 3Макс. (при отстающем токе), кВА 7. U ном статора, В 8. I ном статора опережающ., А 9. Частота вращения, об/мин 10. Коэффициент мощности (cos^ ) 11. Частота, Гц 12. Омакс.. возд.охл., опереж., кВАр 13. Число фаз обмотки статора 14. Соедин. фаз обмотки статора 15. U положит. ВОзб'УЖД.з В 16. I положит, возбужд., А 17. и отшц. ВОзбуЖДо В 18. I отриц. возбужд., А 19. Ном. избыт, давл. водорода, Па 20. Пред. доп. температура охл. воды, °С 21. Мин. расход воды, m'Vc 22. Тип возбуждения Тип возбудителя Выпрямл. мощность, кВт Выпрямл. напряжение, В Выпрямл. ток, А Частота вращения, об/мин 23. Допустимая температура, иС обмотка статора СК сталь статора СК

18

	обмотка ротора СК
	горячий газ СК
24.	Допустимая вибрация, мкм

1.2 Сведения об эксплуатации СК

№ п/п Эксплуатационные данные Диспетчерское наименование СК 1. Срок эксплуатации, лет 2. Нормир.срок эксплуатации, лет 3. Количество кап. ремонтов, шт. 4. Количество кап. ремонтов без вывода ротора, шт. 5. Дата последнего ремонта 6. Даты замены основных узлов: обмотка статора обмотка ротора статор ротор 7. Нагрузки за последний год, МВ Ар: Овыд, max/min, зима Опотр., max/min, зима Овыд, max/min, лето Опотр., max/min, лето 8. Простой за последний год, час: диспетчерский график аварийно 9. Перечень отказов за весь срок службы (дата, причина)

19

Содержание

1    Общие положения........................................................................................................................3

2    Задачи технического освидетельствования и периодичность его проведения......................3

3    Организация проведения технического освидетельствования................................................4

4    Требования по сбору, учету и анализу диагностической информации..................................5

5    Нормативные документы, регламентирующие оценку состояния оборудования ПС...........8

6    Рекомендации по разработке заключения, выводов и рекомендаций.....................................8

Приложение 1 Нормативные и методические документы, регламентирующие оценку

состояния электрооборудования ПС...........................................................................................10

Приложение 2 Сводная ведомость №_технического состояния трансформаторов

(автотрансформаторов, реакторов)..............................................................................................13

Приложение 3 Сводная ведомость №_технического состояния синхронного и

статического компенсаторов........................................................................................................18

Приложение 4 Сводная ведомость №_технического состояния конденсаторной

установки........................................................................................................................................28

Приложение 5 Сводные ведомости технического состояния трансформаторов тока и

напряжения.....................................................................................................................................30

Приложение 6 Сводная ведомость №_технического состояния выключателей.................45

Приложение 7 Сводные ведомости технического состояния разъединителей, отделителей и

короткозамыкателей......................................................................................................................52

Приложение 8 Сводная ведомость №_технического состояния сборных и

соединительных шин_кВ....................................................................................................60

Приложение 9 Сводная ведомость №_технического состояния вводов 110 кВ и выше... 63

Приложение 10 Сводная ведомость №_технического состояния вентильных и трубчатых

разрядников, ограничителей перенапряжений...........................................................................66

Приложение 11 Сводная ведомость №_технического состояния конденсаторов (связи,

для отбора мощности, для делителей напряжения)...................................................................70

Приложение 12 Сводная ведомость №_технического состояния высокочастотных

заградителей...................................................................................................................................71

Приложение 13 Сводная ведомость №_технического состояния токоограничивающих

реакторов........................................................................................................................................73

Приложение 14 Сводная ведомость №_технического состояния комплектных

распределительных устройств (внутренней и наружной установки).......................................75

Приложение 15 Сводная ведомость №_технического состояния предохранителей,

предохранителей-разъединителей напряжением выше 1кВ....................................................78

Приложение 16 Сводная ведомость №_технического состояния СОПТ.............................81

Приложение 17 Сводная ведомость №_технического состояния аппаратов, вторичных

цепей и электропроводки до 1 кВ................................................................................................92

Приложение 18 Сводная ведомость №_технического состояния заземляющих

устройств........................................................................................................................................95

Приложение 19 Сводная ведомость №_технического состояния кабельных линий ПС ... 94

Приложение 20 Сводная ведомость №_технического состояния высоковольтного

преобразовательного устройства ПС...................................................................................96

Приложение 21 Сводная ведомость №_технического состояния компрессорного

оборудования ПС...................................................................................................................98

Приложение 22 (рекомендуемое) Заключение о техническом состоянии.............................100

Приложение 23 (рекомендуемое) Форма протокола-заключения..........................................102

2

№ п/п Вид испытаний Диспетчерское наименование СК Дата / результат Дата / результат Дата / результат Дата / результат 1. Измерение сопротивления изоляции 2. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением 3. Испытание изоляции обмотки статора повышенным напряжением промышленной частоты 4. Измерение сопротивления обмотки ротора постоянному току 5. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току 6. Снятие характеристики трехфазного короткого замыкания 7. Снятие характеристики холостого хода 8. Испытание стали статора 9. Испытание на нагревание обмотка статора, иС обмотка ротора, иС сталь статора, С з от; горячий газ, С 10. Измерение вибрации, мкм подшипники контактные кольца сердечник статора корпус статора другие части 11. Проверка газоплотности корпуса 12. Определение суточной утечки водорода 13. Анализ чистоты водорода 14. Проверка паек лобовых частей обмотки статора 15. Испытания на газоплотность 16. Контроль состояния изоляции обмотки статора методом измерения интенсивности частичных разрядов 17. Визуальный осмотр 17.1. Сердечник статора: контактная коррозия местные перегревы ослабление прессовки и распушение пакетов смещение вентиляционных распорок трещины и обрывы стяжных шпилек излом, трещина, изгиб нажимных пальцев

20

1    Общие положения

1.1    Электротехническое оборудование подстанций (ПС) ЕНЭС в зависимости от установленного срока эксплуатации подлежит обязательному освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации согласно требованиям, утвержденным в установленном порядке Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.

1.2    Настоящий стандарт организации (далее - МУ) распространяется на основное электротехническое оборудование ПС ЕНЭС (далее - ПС) и определяет порядок проведения его технического освидетельствования и продления срока службы.

1.3    МУ устанавливают общие требования к организации, содержанию, объему выполненных работ при техническом освидетельствовании ПС (далее - освидетельствование), содержат технические критерии его проведения, определяют действия предприятия - владельца оборудования, предприятия, выполняющего техническое обслуживание ПС, а также комиссии, проводящей освидетельствование.

1.4    По результатам освидетельствования определяется возможность продления срока эксплуатации ПС в целом при соблюдении требований, отмеченных комиссией, в том числе, путем устранения выявленных дефектов у оборудования с высокой вероятностью технологических нарушений, замены оборудования или отдельных узлов (систем) оборудования, исчерпавших свой ресурс, проведения ремонтов и других мероприятий по техническому обслуживанию оборудования ПС.

2    Задачи технического освидетельствования и периодичность его проведения

2.1    Задачами технического освидетельствования ПС являются оценка состояния основного электрооборудования и определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса и требуемой эксплуатационной надежности.

2.2    Техническое освидетельствование ПС проводится для осуществления независимой всесторонней экспертной оценки текущего состояния оборудования, уточнения сроков и условий эксплуатации, а также определения необходимых мер (дополнительного диагностического контроля, ремонта, модернизации, реконструкции или замены оборудования) для обеспечения безаварийного и безопасного выполнения технологических функций, возлагаемых на ПС энергосистемой.

2.3    Техническое освидетельствование ПС проводится по истечении установленного заводской (или другой нормативно-технической) документацией срока службы для основного электрооборудования, но не позднее 35 лет с момента ввода ПС в эксплуатацию.

2.4    Последующие освидетельствования должны проводиться с периодичностью не реже чем через 5 лет.

з

2.5 Конкретный срок первичного технического освидетельствования ПС устанавливается руководством МЭС (ПМЭС), в зависимости от нормативного срока эксплуатации электротехнического оборудования ПС. Сроки последующего технического освидетельствования устанавливаются комиссией согласно раздела 6 настоящих методических указаний и может быть обусловлен также выходом из строя отдельных видов оборудования или ухудшением его технического состояния.

3 Организация проведения технического освидетельствования

3.1    Принятие решения о проведении технического освидетельствования ПС возлагается на главного инженера МЭС или (по решению МЭС) на главного инженера ПМЭС.

3.2    Техническое освидетельствование должно проводиться экспертной комиссией, возглавляемой представителем МЭС, или (по решению МЭС) главным инженером ПМЭС, либо его заместителем, который согласовывает срок проведения освидетельствования, перечень подлежащего освидетельствованию оборудования, состав комиссии.

3.3. Приказом по ПМЭС о проведении технического освидетельствования оборудования ПС:

1)    устанавливается состав комиссии;

2)    определяется перечень оборудования, подлежащего техническому освидетельствованию;

3)    определяются сроки и ответственные за:

•    подготовку материалов, представляемых в комиссию;

•    разработку программы работ по техническому освидетельствованию.

Программу работ по техническому освидетельствованию утверждает председатель экспертной комиссии.

3.4    В состав действующей на основании приказа комиссии включаются:

-    начальник ПС,

-    представитель службы ПС и/или отдела диагностики ПМЭС,

-    специалисты (эксперты) специализированных организаций,

-    представитель Ростехнадзора,

-    другие сотрудники МЭС (ПМЭС) и организаций, выполняющих техническое обслуживание и ремонт электрооборудования ПС по представлению руководства МЭС (ПМЭС).

По согласованию с профильными департаментами к работе в комиссии могут привлекаться сотрудники Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС».

3.5    Участие в работе комиссии по освидетельствованию лиц, ответственных за эксплуатационное состояние и безопасную работу оборудования, подлежащего освидетельствованию, обязательно.

Эксперты, включаемые в комиссию по освидетельствованию ПС, должны быть сотрудниками организаций, специализирующихся по

4

диагностике, оценке технического состояния, а также ресурса оборудования, которое подлежит освидетельствованию.

3.7. Для оборудования ПС, подлежащего техническому освидетельствованию совместно с выполнением среднего (капитального) ремонта, предусматривается в период работы комиссии проведение испытаний, внутренних осмотров оборудования и регламентных работ.

При техническом освидетельствовании оборудования ПС без совмещения с выполнением среднего (капитального) ремонта для подготовки Заключения комиссии должно быть достаточным анализа материалов, специально подготовленных к заседанию комиссии.

3.8    Материалы, необходимые для комиссии по освидетельствованию оборудования ПС, готовятся ПМЭС. При необходимости к этой работе могут привлекаться другие организации, выполняющие техническое обслуживание и ремонт электрооборудования ПС, а также специализированные организации. Подготовка материала к заседанию комиссии является предварительным освидетельствованием технического состояния оборудования.

3.9    Экспертная комиссия действует согласно составленной программе, в которой устанавливаются сроки и условия взаимодействия исполнителей и последовательность проведения следующих работ:

подготовка материалов предварительного освидетельствования технического состояния оборудования ПС;

-    анализ экспертами комиссии полноты и достоверности подготовленной информации;

-    рассмотрение материалов, проанализированных экспертами, на заседании комиссии;

-    проверка комиссией выполнения предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы оборудования ПС за весь период эксплуатации, имевших место несчастных случаев, а также указаний, предыдущего технического освидетельствования ПС;

-    утверждение Председателем комиссии технических заключений;

-    составление и утверждение протокола-заключения технического освидетельствования ПС.

3.10    Все документы по результатам технического освидетельствования хранятся на ПС (по усмотрению руководства - в ПМЭС). Допускается хранение электронной версии документов за исключением первых экземпляров технических заключений и протокола-заключения.

4 Требования по сбору, учету и анализу диагностической информации

4.1 Оборудование ПС рассматривается по следующим функциональнотехнологическим группам:

-    силовые трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы;

5

-    синхронные и статические компенсаторы;

-    конденсаторные установки;

-    трансформаторы тока и напряжения;

-    выключатели;

-    разъединители, отделители и короткозамыкатели;

-    сборные и соединительные шины, шинные мосты, шинопроводы, токопроводы ( в том числе их контактные соединения, а также опорные и подвесные изоляторы);

-    вводы и проходные изоляторы;

-    вентильные разрядники, трубчатые разрядники, ограничители перенапряжений;

-    конденсаторы (связи, для отбора мощности, для делителей напряжения);

-    заградители;

-    токоограничивающие реакторы;

-    комплектные распределительные устройства (внутренней и наружной установки);

-    предохранители, предохранители-разъединители напряжением выше 1

кВ;

-    аккумуляторные батареи, зарядные устройства, автоматы и другие элементы системы оперативного постоянного тока (СОПТ);

-    аппараты, вторичные цепи и электропроводка до 1 кВ;

-    силовые кабели свыше 1 кВ на ПС;

-    компрессорное оборудование;

-    высоковольтные преобразовательные устройства;

-    заземляющие устройства.

4.2 Для предварительного освидетельствования оборудования ПС по функционально-технологическим группам и подготовки проектов технического заключения и протокола-заключения экспертной комиссии используются следующие документы:

-    технические паспорта оборудования (с указанием года выпуска, года ввода в эксплуатацию, завода-изготовителя, количества проведенных ремонтов);

-    нормативно-техническая, конструкторская и эксплуатационная документация, содержащая сведения о конструктивных особенностях оборудования;

-    результаты (протоколы) диагностических измерений, анализов и испытаний, отчеты о комплексных обследованиях оборудования;

-    данные визуальных осмотров;

-    сведения об отказах, авариях, длительности простоев;

-    документация о проведенных ремонтных работах (включая предремонтные и послеремонтные испытания, акты осмотров активной части, обнаруженных и устраненных дефектов и т.п.);

6

-    журналы, формуляры и другая документация, отражающая условия и режимы работы оборудования (соответствие рабочих нагрузок, напряжений, температуры и давления воздуха, загрязненности атмосферы и т.д. требованиям заводской документации).

4.3    На основании представленных документов (п. 4.2) составляется сводная ведомость технического состояния для каждой функционально-технологической группы оборудования. Рекомендуемая форма сводных ведомостей приведена в Приложениях 2-21.

4.4    Сводные ведомости включают в себя:

-    основные характеристики оборудования (в том числе, диспетчерское наименование и паспортные данные);

-    оценку соответствия параметров оборудования параметрам сети (в частности, рабочим токам, уровню токов КЗ, климатическим условиям);

-    краткую информацию о капитальных ремонтах, обнаруженных и устраненных дефектах;

-    информацию о технологических нарушениях;

-    заключение о результатах регламентной диагностики, а также (при наличии данных):

-    заключение о диагностическом состоянии оборудования по результатам дополнительных измерений и анализов,

-    оценка результатов испытаний и обследований специальными диагностическими методами (измерение ЧР, акустическое обследование ЧР, вибро-акустическое обследование опорных изоляторов и другое);

-    информацию о результатах мониторинга технического состояния оборудования;

-    выдержку из заключения о техническом состоянии по результатам комплексного диагностического обследования оборудования.

4.5    В сводных ведомостях указываются следующие оценки результатов регламентных и других диагностических испытаний, измерений и анализов (которые согласно действующим нормативно-техническим документам (НТД) должны сопоставляться с допустимыми значениями):

-    отвечают требованиям НТД;

-    находятся в зоне риска;

-    не отвечают требованиям НТД.

По результатам осмотров, некоторых диагностических измерений, а также комплексных диагностических обследований в сводных ведомостях указывается;

-    не обнаружено дефектов;

-    возможны дефекты не высокого уровня;

-    обнаружены развитые дефекты.

Для удобства заполнения сводных ведомостей указанные выше оценки результатов диагностики рекомендуется отмечать соответственно как «+», «*» или «-».

7

В Приложениях 2-21 указан минимальный объем информации сводных ведомостей, а для некоторых видов оборудования возможный объем дополнительной информации (отмеченный курсивом). Формирование сводных ведомостей может проводиться автоматизировано с использованием программного обеспечения и баз данных, функционирующих в Обществе.

4.6    В сводных ведомостях дается оценка технического состояние каждой единицы оборудования в соответствии с требованиями Приказа Минэнерго России от 26.07.2017 № 676 «Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей», как «Очень хорошее», «Хорошее», «Удовлетворительное», «Неудовлетворительное» и «Критическое».

4.7    Для каждой технологической группы оборудования на основании анализа диагностической информации, представленной в сводной ведомости, готовится проект Технического заключения, рекомендуемая форма которого приведена в Приложении 22. В Техническом заключении (или приложении к нему) приводится перечень проанализированных документов, дается общая оценка технического состояния оборудования каждой технологической группы, отмечается оборудование, имеющие неудовлетворительное и критическое состояние, и даются рекомендации по дальнейшей эксплуатации.

Рекомендуемая форма протокол-заключения приведена в Приложении 23.

5    Нормативные документы, регламентирующие оценку состояния оборудования ПС

5.1 Оценка текущего технического состояния разного типа оборудования ПС обеспечивается выполнением указаний действующих стандартов, методических указаний, инструкций заводов-изготовителей оборудования и других нормативных документов по эксплуатации и текущему контролю за состоянием отдельных видов оборудования.

Список таких документов приведен в Приложении 1.

5.2    Кроме регламентируемых контрольных методов из действующих нормативных документов состояние оборудования может быть проанализировано новыми диагностическими способами, проявившими свою эффективность в последние годы.

6 Рекомендации по разработке заключения, выводов и рекомендаций

6.1    Сформированная по приказу руководства экспертная комиссия действует по Программе, содержание которой приведено в и. 3.9.

6.2    Техническое заключение и протокол-заключение рассматриваются комиссией в полном составе.

6.3    Объем работ при освидетельствовании ПС в соответствии с номенклатурой функционально-технологических групп оборудования (и. 4.1),

с использованием методов и средств по регламенту действующих НТД определяется содержанием информации, приведенной в Приложениях 2-21.

6.4    Комиссия анализирует предварительно подготовленные сводные ведомости, заключения экспертов, приведенные в сводных ведомостях и проектах технических заключений по каждой технологической группе, проверяет выполнение предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы ПС и несчастных случаев при ее обслуживании за предыдущие годы, а также указаний, разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании.

6.5    Председатель комиссии утверждает техническое заключение.

6.6    По итогам работы комиссии составляется протокол-заключение освидетельствования ПС, форма которого приведена в Приложении 23.

6.7    В протокол-заключении указывается:

-    дата принятия протокола-заключения;

-    сроки работы комиссии;

-    перечень технологических групп оборудования, на которые распространяется протокол-заключение;

сведения о работе, выполненной в процессе технического освидетельствования оборудования:

-    дается заключение о возможности (или невозможности) продления срока эксплуатации оборудования до следующего технического освидетельствования, а также срок проведения следующего технического освидетельствования;

-    при необходимости приводятся условия продления эксплуатации ПС и перечень оборудования, которое требует дополнительного диагностического контроля, проведения ремонта или замены, а также рекомендуемые сроки проведения указанных работ (или дается ссылка на техническое заключение, где приведены эти данные).

6.8    Председатель комиссии утверждает Протокол-заключение по результатам технического освидетельствования электрооборудования ПС

9