Развитие электрической сети при присоединении новых нагрузок

3 КОМПЛЕКС ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ПОДСТАНЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Методы испытаний и измерений параметров электротехнического оборудования, по которым производятся оценки его состояния

3.1.1 Методы контроля состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих и дугогасящих реакторов

1) Определение коэффициента трансформации

Определением коэффициента трансформации проверяется правильность числа витков трансформатора, которое должно соответствовать расчетному значению.

В условиях эксплуатации определение коэффициента трансформации актуально после ремонта трансформатора, если при этом производится замена или реконструкция обмоток. При вводе в эксплуатацию нового трансформатора коэффициент трансформации может контролироваться, если возникает необходимость.

Известно, что отношение напряжений при холостом ходе трансформатора практически соответствует отношению электродвижущих сил обмоток и равно отношению числа витков обмоток:

(3.1)

В процессе эксплуатации коэффициент трансформации рекомендуется определять из опыта холостого хода трансформатора методом двух вольтметров при одновременном измерении напряжения на обмотках. При этом испытание проводится путем подачи напряжения 380/220 В на обмотку более высокого напряжения.

Для измерения напряжения на обмотках трансформатора должны применяться вольтметры класса точности не ниже 0,5. Коэффициент трансформации следует определять на всех регулировочных ответвлениях и на всех фазах. У трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН достаточным считается определение коэффициента трансформации двух пар обмоток. Как правило, определяется коэффициент трансформации между обмотками ВН-НН и СН-НН. При таком выборе пар обмоток коэффициент трансформации определяется на всех регулировочных ответвлениях, так как регулирование напряжения осуществляется на одной из обмоток (ВН или СН).

2) Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Сопротивление обмоток трансформаторов постоянному току в процессе эксплуатации измеряется для выявления неисправностей и дефектов в обмоточных проводах, в паяных соединениях обмоток, в контактных соединениях отводов, переключающих устройств.

Такие измерения могут производиться при вводе трансформатора в работу для контроля его состояния после транспортировки или длительного хранения, после ремонта -- для контроля качества ремонтных работ, после отказа (аварии) трансформатора для выявления характера повреждения и выявления поврежденного узла (элемента) трансформатора.

Допускается два метода измерения сопротивления постоянному току: метод падения напряжения и мостовой метод при токе, не превышающем 20% номинального тока обмотки трансформатора. Метод падения напряжения предпочтителен при испытании трансформаторов III габарита и более, а также всех трансформаторов с РПН. Мостовой метод рекомендуется применять при испытании сухих трансформаторов и масляных трансформаторов I и II габаритов.

Измерение сопротивления следует производить на всех ответвлениях, т.е. во всех положениях переключающих устройств. Если переключающее устройство РПН имеет предизбиратель, предназначенный для реверсирования регулировочной части обмотки или для переключения грубых ступеней регулирования, то измерения производят при одном положении предизбирателя. Дополнительно производят по одному измерению при каждом из других положений предизбирателя.

У обмоток трансформаторов, имеющих нулевой вывод, измеряются фазные сопротивления, а у обмоток, не имеющих нулевого вывода,-- линейные сопротивления.

При измерении сопротивления одной обмотки другие обмотки трансформатора должны быть разомкнуты.

В качестве источника постоянного тока применяется аккумуляторная батарея, емкость которой должна быть достаточной для стабильного поддержания напряжения и тока в процессе измерений. Рекомендуется применять аккумуляторную батарею емкостью 150 А-ч, напряжением 12 В.

При измерении сопротивлений следует определять (измерять) температуру обмоток трансформатора. Для трансформаторов, не подвергшихся нагреву и находящихся в нерабочем состоянии не менее 20 ч, за температуру обмотки принимают температуру верхних слоев масла. При этом измерения следует производить не ранее чем через 30 мин после заливки маслом трансформаторов мощностью до 1 МВА и не ранее чем через 2ч -- трансформаторов большой мощности.

3) Методы определения параметров изоляции

Для принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора производятся комплексный анализ измеренных значений параметров изоляции, сопоставление измеренных абсолютных значений параметров с ранее измеренными значениями, а также анализируется динамика изменений этих параметров.

При вводе в эксплуатацию новых трансформаторов или трансформаторов после ремонта измеренные значения параметров изоляции могут сопоставляться с их предельно допустимыми значениями, если они устанавливаются нормативно-технической документацией.

Измерения параметров изоляции допускается производить при температуре изоляции не ниже 10°С.

При вводе в эксплуатацию новых трансформаторов параметры изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 10°С для трансформаторов напряжением 110--150 кВ и не ниже 20°С для трансформаторов 220--750 кВ.

Если температура изоляции ниже 10°С, то трансформатор должен быть нагрет. За температуру изоляции принимается температура обмоток трансформатора, определяемая по сопротивлению постоянному току. На трехфазных трансформаторах 35 кВ и выше измерения сопротивления постоянному току рекомендуется производить на фазе В. Достоверными являются значения температуры, если промежутки времени между окончанием измерения температуры и началом измерения параметров изоляции не более:

трех часов -- для трансформаторов мощностью 10 МВА и выше;

двух часов -- для трансформаторов мощностью от 1 МВА до 10 МВА;

одного часа -- для трансформаторов мощностью до 1 МВА включительно.

Если трансформатор подвергался нагреву током короткого замыкания, потерями холостого хода или постоянным током, то измерения параметров изоляции следует производить не раньше, чем через 1 ч после прекращения нагрева; если нагрев осуществлялся индукционным методом -- не раньше чем через 30 мин.

Если трансформатор не подвергался нагреву и находился в нерабочем состоянии в течение длительного времени (несколько суток), то за температуру изоляции допускается принимать температуру верхних слоев масла (для маслонаполненных трансформаторов) и температуру окружающего воздуха (для сухих трансформаторов).

3.1.2 Методы контроля состояния коммутационных аппаратов.

1) Измерение сопротивления изоляции

Измерение сопротивления изоляции у многоэлементных изоляторов производится отдельно для каждого элемента мегаомметром на напряжение 2500 В.

На воздушных выключателях при необходимости внутренние полости опорной изоляции подсушиваются вентиляционным воздухом. Для ускорения просушки интенсивность вентиляции на это время может быть увеличена. Следует иметь в виду, что измерение сопротивления опорной изоляции не может дать исчерпывающее представление о чистоте внутренних поверхностей изоляторов, обусловленной качеством сборки опорных колонок. Внутренние поверхности изоляторов перед сборкой должны быть тщательно протерты ветошью, не оставляющей ворса, смоченной авиационным бензином типа Б-70 или калоша или уайт-спиритом.

На масляных выключателях сопротивление изоляции подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов, баковой изоляции, крепежных шпилек и дугогасительных устройств измеряется мегаомметром на 2500 В до заливки выключателя маслом. Для этого при отключенном выключателе мегаом-метр подключается с одной стороны к траверсе, с другой -- к баку.

2) Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

Испытание электрической прочности изоляции производится на полностью собранном аппарате напряжением 35 кВ и ниже. Испытание изоляции относительно заземленных частей конструкции и между фазами производится путем приложения повышенного напряжения поочередно ко всем фазам -- при заземленных других фазах.

Испытание повышенным напряжением изоляции контактного разрыва малообъемных масляных выключателей 6-10 кВ производится следующим образом:

отключается выключатель;

закорачиваются верхние выводы;

закорачиваются и заземляются нижние выводы;

подается испытательное напряжение на верхние выводы.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Для испытания повышенным напряжением изоляции выключателей до 10 кВ включительно удобно использовать установки АИИ-70М, АИД-80. В процессе наладочных работ в качестве испытательных трансформаторов можно использовать измерительные трансформаторы напряжения. Если номинальное напряжение испытательного трансформатора меньше требуемого, можно использовать схемы последовательного включения двух трансформаторов.

При отсутствии испытательной установки переменного напряжения можно использовать установку постоянного напряжения, например, АМИ-60. При этом испытательное напряжение должно быть в 1,5 раза больше, чем при испытании переменным напряжением.

Изоляция цепей вторичных устройств после предварительной проверки сопротивления изоляции подвергается испытанию повышенным напряжением с помощью испытательной установки, например, ИВК. При отсутствии испытательной установки испытания могут производиться с использованием трансформаторов напряжения типа НОМ-3.

Перед проведением испытания должна быть изучена схема цепей и устройств и установлены перемычки в местах, где возможны разрывы.

3) Измерение временных характеристик

Для измерения времени движения контактов выключателя применяются электрические секундомеры или миллисекундомеры. Поскольку секундомер может дать большую погрешность (до 0,05 с) для проверки выключателей применяется в основном миллисекундомер, в частности, ЭМС-54. Пределы измерения ЭМС-54 5-5-500 мс, погрешность не превышает ±5% номинального значения шкалы на всех пределах. Для измерения временных характеристик масляных выключателей с пружинными приводами можно использовать блок К-503 испытательного устройства релейных защит УПЗ-2. С помощью указанного блока можно не только измерять время включения и отключения, но и проверять минимальное напряжение срабатывания выключателя. Поскольку в блоке К-503 имеется выпрямительное устройство, то для наладки выключателей в этом случае можно использовать напряжение переменного тока.

4) Проверка действия механизма свободного расцепления

Механизм свободного расцепления привода должен позволять проведение операции отключения на всем ходе контактов, т.е. в любой момент от начала операции включения.

Механизм свободного расцепления проверяется при полностью включенном положении привода и в двух-трех промежуточных его положениях. Для этого включающее устройство привода медленно доводится рычагом или домкратом до соответствующего положения, после чего подается команда на отключение. Выключатель должен отключиться. Если выключатель не отключился необходимо определить и устранить затирания деталей привода.

5) Испытания выключателей многократными опробованиями

Завершающим для выключателей является испытание многократными включениями и отключениями, которое проводится при напряжениях на зажимах привода 1,1; 1,0; 0,8 номинального в момент включения и 1,2; 1,0; 0,65 номинального в момент отключения.

Выключатель на каждом напряжении опробуется 3--5 раз, и кроме того, подвергается опробованию в циклах включение-отключение (В-О), отключение-включение (О-В) и отключение-включение-отключение (О-В-О) при автоматическом повторном включении (отключении) и номинальном напряжении на зажимах привода.

При проверке многократными опробованиями работы выключателя электрическое включение приводом допускается не более 10 раз подряд, после чего необходим перерыв, достаточный для охлаждения обмоток, так как электромагниты рассчитаны на кратковременное протекание тока по ним.

3.1.3 Методы контроля состояния стационарных свинцово-кислотных аккумуляторных батарей

1) Определение емкости аккумуляторной батареи

Определение емкости производится путем проведения контрольного разряда батареи. Контрольный разряд позволяет определить не только физическую емкость батареи, но выявить отстающие аккумуляторы и при необходимости установить, какие электроды в отстающих аккумуляторах ограничивают емкость.

Емкость необходимо проверять, как правило, током десяти часового режима. Допускается проверка емкости током более коротких режимов, но не ниже трехчасового, так как при коротких режимах разряда в химических реакциях участвует в большей степени активная масса, расположенная ближе к поверхности электродов и поэтому состояние глубинных слоев активной массы не выявляется.

Контрольный разряд производится до напряжения 1,8 В хотя бы на одном аккумуляторе. При этом может быть снято не более номинальной емкости. Разряжать батарею дальше не следует, так как в электродах образуется больше сульфата, чем то, на которое они рассчитаны. Это может вызвать искривление, рост электродов и снижение их прочности с образованием трещин и других повреждений. После контрольного разряда и последующего заряда аккумуляторы, изоляторы и стеллажи протирают ветошью, сначала смоченной в воде или растворе соды, а затем сухой.

2) Определение работоспособности аккумуляторной батареи

Проверка работоспособности производится для оценки состояния батареи по значению снижения напряжения на ее выводах при протекании толчковых токов.

Проверка производится при разряде батареи в течение не более 5 с на нагрузку с наиболее возможным током, но не более чем 2,5 тока одночасового режима разряда (1,25 С10).

Проверку рекомендуется производить на специально выделенную нагрузку. В качестве специально выделенной нагрузки рекомендуется использовать активное сопротивление. Допускается проведение испытания включением ближайшего к батарее выключателя с наиболее мощным электромагнитом включения с записью процесса на осциллографе или регистрирующем вольтметре.

Резистор подключается к шинам ЩПТ через автоматический выключатель, а имеющаяся постоянная нагрузка должна быть минимальной и одинаковой при сопоставимых испытаниях.

При проведении испытания от полностью заряженной батареи отключается подзарядное устройство, а затем через 0,5 ч подключается специально выделенная нагрузка. Регистрируются значения тока и напряжения разряда.

Полученные значения тока и напряжения должны сопоставляться с результатами предыдущих измерений.

Для проверки работоспособности аккумуляторной батареи следует применять переносные испытательные устройства.

3.2 Определение состояния электротехнического оборудования методикой инфракрасной диагностики

Внедрение приборов инфракрасной техники (ИКТ) в энергетику является одним из основных направлений развития высокоэффективной системы технической диагностики, которая обеспечивает возможность контроля теплового состояния электрооборудования и электроустановок без вывода их из работы. Выявления дефектов на ранней стадии их развития, сокращает затраты на техническое обслуживание за счет прогнозирования сроков и объемов ремонтных работ.

3.2.1 Проведение ИК диагностики

Инфракрасный контроль желательно проводить при отсутствии солнца (в облачную погоду или ночью), предпочтительно перед восходом солнца, при минимальном воздействии ветра, в период максимальных токовых нагрузок, лучше весной для уточнения объема ремонтных работ и (или) осенью в целях оценки состояния электрооборудования перед зимним максимумом нагрузки. При проведении ИК контроля должны учитываться следующие факторы:

-- коэффициент излучения материала;

-- солнечная радиация;

-- скорость ветра;

-- расстояние до объекта;

-- значение токовой нагрузки;

-- тепловое отражение и т.п.

При инфракрасном контроле электрооборудования распределительных устройств и воздушных линий электропередачи должны применяться тепловизоры с разрешающей способностью не хуже 0,1°С, предпочтительно со спектральным диапазоном 812 мкм.

Рисунок 3.1 ? Система инфракрасной диагностики энергетического оборудования и технологических сооружений

Операция по проведению ИК диагностики должна выполняться приборами ИКТ, обеспечивающими достаточную эффективность в определении дефекта на работающем оборудовании. Выявление дефекта должно осуществляться по возможности на ранней стадии развития, для чего прибор ИКТ должен обладать достаточной чувствительностью даже при воздействии ряда неблагоприятных факторов, могущих наблюдаться в эксплуатации (влияние отрицательных температур, запыленности, электромагнитных полей и т.п.). При анализе результатов ИК диагностики должна осуществляться оценка выявленного дефекта и прогнозирование возможностей его развития и сроков восстановления. После устранения выявленного дефекта необходимо провести повторное диагностирование для суждения о качестве выполненного ремонта.

Базу данных для ответственных объектов (трансформаторы, выключатели, разрядники) желательно закладывать в компьютер, с тем чтобы она отражала не только результаты ИК диагностики, но и всю информацию о данном объекте, включая тип, срок службы, условия эксплуатации, режимы работы, объемы и виды ремонтных работ, результаты профилактических испытаний и измерений и другие сведения, позволяющие на основании рассмотрения всего комплекса факторов, заложенных в память компьютера, судить о техническом состоянии объекта.

При раскрытии темы применяются следующие понятия:

превышение температуры -- разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха;

избыточная температура -- превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях;

коэффициент дефектности -- отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м;

контакт -- токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает и замыкает цепь, или в случае скользящих или шарнирных контактов сохраняет непрерывность цепи;

контактное соединение -- токоведущее соединение (болтовое, сварное, выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.

3.2.2 Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции

Оценка может осуществляться: по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры), избыточной температуре, коэффициенту дефектности, динамике изменения температуры во времени, с изменением нагрузки, путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками и т.п., в соответствии с указаниями отдельных пунктов приложения.

Для контактов и болтовых КС нормативами табл. 3.1 следует пользоваться при токах нагрузки (0,61,0) Iном после соответствующего пересчета. Пересчет превышения измеренного значения температуры к нормированному осуществляется исходя из соотношения:

, (3.2)

где Тном -- превышение температуры при Iном; Траб -- то же, при Iраб.

Тепловизионный контроль электрооборудования и токоведущих частей при токах нагрузки 0,3Iном и ниже не способствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития.

Таблица 3.1 ? Допустимые значения температуры нагрева

Поз. №	Контролируемые узлы	Наибольшее допустимое значение
		Температура нагрева, °C	Превышение температуры, °C
1	Токоведущие (за исключением контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части:
	-- не изолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами	120	80
	-- изолированные или соприкасающиеся с изоляционными материалами классов нагревостойкости по ГОСТ 8865-93:
	Y	90	50
	А	100	60
	Е	120	80
	В	130	90
	F	155	115
	Н	180	140
2	Контакты из меди и медных сплавов:
	-- без покрытий, в воздухе/в изоляционном масле	75/80	35/40
	-- с накладными серебряными пластинами, в воздухе/в изоляционном масле	120/90	80/50
	-- с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле	105/90	65/50
	-- с покрытием серебром толщиной не менее 24 мкм	120	80
	-- с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле	90/90	50/50
3	Контакты металлокерамические вольфрамо- и молибденосодержащие в изоляционном масле: на основе.меди/на основе серебра	85/90	45/50
4	Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внешними проводниками электрических цепей:
	-- без покрытия	90	50
	-- с покрытием оловом, серебром или никелем	105	65
5	Болтовые контактные соединения из меди, алюминия и их сплавов:
	-- без покрытия, в воздухе/в изоляционном масле	90/100	50/60
	-- с покрытием оловом, в воздухе/в изоляционном масле	105/100	65/60
	-- с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле	115/100	75/60
6	6. Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше. Соединения из меди, алюминия и их сплавов в воздухе без покрытий/с покрытием оловом:
	-- с разъемным контактным соединением, осуществляемым пружинами	75/95	35/55
	-- с разборным соединением (нажатие болтами или винтами), в том числе выводы предохранителя металлические части, используемые как пружины	90/105	50/65
	-- из меди	75	35
	-- из фосфористой бронзы и аналогичных сплавов	105	65
7	Изоляционное масло в верхнем слое коммутационных аппаратов	90	50
8	Встроенные трансформаторы тока:
	-- обмотки	-	10
	-- магнитопроводы	-	15
9	Болтовое соединение токоведущих выводов съемных вводов в масле/в воздухе	-	85/65
	10. Соединения устройств РПН силовых трансформаторов из меди, ее сплавов и медесодержащих композиций без покрытия серебром при работе на воздухе/в масле:
	-- с нажатием болтами или другими элементами, обеспечивающими жесткость соединения	-	40/25
	-- с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе переключения	-	35/20
	-- с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в процессе переключения	-	20/10
11	Токоведущие жилы силовых кабелей в режиме длительном/аварийном при наличии изоляции:
	-- из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена	70/80	-
	-- из вулканизирующегося полиэтилена	90/130	-
	-- из резины	65/-	-
	-- из резины повышенной теплостойкости	90/-	-
	-- с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/объединенной пропитке и номинальном напряжении, кВ:
	1 и 3	80/80	-
	6	65/75	-
	10	60/-	-
	20	55/-	-
	35	50/-	-
12	Коллекторы и контактные кольца, незащищенные и защищенные при изоляции классов нагревостойкости:
	А/Е/В	-	60/70/80
	F/H	-	90/100
13	Подшипники скольжения/качения	80/100	-

Длительная эксплуатация токоведущих частей электрооборудования, токопроводов с температурой выше наибольшей допустимой не разрешается. Наибольшие допустимые температуры нагрева и превышения установлены с учетом конструктивного выполнения токоведущих частей, класса нагревостойкости, вида покрытий контактных поверхностей и других факторов.

3.2.3 Неисправности, выявляемые при проведении ИК диагностики силовых трансформаторов

Возникновение магнитных полей рассеяния в силовых трансформаторах за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.).

Нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасосы, фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка их эффективности.

Изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчетов, разбухания или смещения изоляции обмоток (особенно у трансформаторов с большим сроком службы).

Нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора.

Витковое замыкание в обмотках встроенных трансформаторов тока;

Ухудшение контактной системы некоторых исполнений РПН и т.п.

3.2.4 Приборы и объем информации, получаемый при проведении ИК диагностики силовых трансформаторов

Используемые приборы и объем информации представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 ? Перечень приборов для проведения ИК

Операция при ИК-контроле	Применяемые приборы	Объем получаемой информации
Измерение аномальных перегревов на поверхности бака трансформатора	Тепловизор	Определение зоны и места возможного дефекта в магнитопроводе трансформатора
Определение работоспособности: -термосифонного фильтра; -маслонасосов и вентиляторов системы охлаждения	Пирометр	Определение температуры на поверхности контролируемых узлов трансформатора
Определение нагрева контактора РПН	Тепловизор	Определение места нагрева с измерением температуры на поверхности контактора
Определение проходимости труб радиаторов системы охлаждения	Тепловизор	По значению и характеру изменения температуры определяется внутреннее состояние труб радиаторов
Измерение температуры внешних контактных соединений	См. Часть 1. Инструкция по проведению инфракрасного контроля электротехнического оборудования.

Сложности ИК-диагностики применительно к силовым трансформаторам заключаются в том, что:

-- во-первых, тепловыделения при возникновении локальных дефектов в силовом трансформаторе «заглушаются» естественными тепловыми потоками от обмоток и магнитопровода;

-- во-вторых, работа охлаждающих устройств, способствующая ускоренной циркуляции масла, как бы сглаживает температуры, возникающие в месте дефекта.

При проведении анализа результатов ИК-диагностики необходимо учитывать конструкции трансформаторов, способ охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов.

Поскольку оценка внутреннего состояния трансформатора тепловизором осуществляется путем измерения значений температур на поверхности его бака, необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток.

Кроме того, источниками тепла являются:

-- массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеяния;

-- токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь в токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки;

-- контакты переключателей РПН.

Условия теплопередачи, характер распределения температур в трансформаторах различного конструктивного исполнения представлены в следующем разделе.

3.2.5 Примеры представления в аудиторском отчете материалов

тепловизионного контроля электротехнического оборудования

Расчет и оценка состояния по превышению температуры.

Пример № 1. (Термограмма № 1).

Филиал: Западные электрические сети.

Подстанция: ПС 110 кВ «Озерная».

Дата проведения: 12.07.2011.

Прибор: «Therma CАM P-65».

Температура окружающего воздуха 30°С.

Диспетчерское наименование: ВЛ 10 кВ П-15, ф. «В», нагрев провода в 1 м от КРУН составляет 92,9°С.

Превышение температуры проводника над температурой окружающей среды 63°С.

Iраб. = Iном., следовательно, пересчет не требуется.

63°С?> 40°С. Аварийный дефект. Требует немедленного устранения.

Рисунок 3.2 ? Термограмма № 1

Расчет и оценка состояния по избыточной температуре

Пример № 2. ( Термограмма № 2)

Филиал: Северные электрические сети

Подстанция: ПС-110 кВ «Красный Луч»

Дата проведения: 13.07.2011 г.

Прибор: «Therma CАM P-65»

Температура окружающего воздуха: 40 °С

Iном. = 600А; Iраб.= 280А

Диспетчерское наименование: КРУН -10 кВ нагрев контакта ввода ф. «С», составляет 57,4°С.

Нагрев контактов соседних фаз составляет 35°C.

Избыточная температура 57,4 - 35 = 22,7,6°С

Выполняем пересчёт: ?T0,5.= (0,5Iном./Iраб.)2 *?Tраб. =(300/280)2 *22,7 = 26,06°С

Превышение температуры контакта на 26,7 °С.

26,06°С в интервале 20-30°С Развившийся дефект. Принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы.

Рисунок 3.3 ? Термограмма № 2

Расчет и оценка состояния по коэффициенту дефектности

Пример № 3. ( Термограмма № 3)

Филиал: Северные электрические сети

Подстанция: ПС-110 кВ «Луч»

Дата проведения: 13.07.2011 г.

Прибор: «Therma CАM P-65»

Температура окружающего воздуха: 30 °С

Диспетчерское наименование: Трансформатор Т-1 110/35/10 кВ, нагрев контакта ввода 35 кВ ф. «В и С», составляет 49°С.

Превышение температура «В и С» ?T=49 - 30 = 19°С

Превышение температуры, измеренной на целом участке шины (провода) отстоящем от контактного соединения на расстоянии более 1 м ?T=33 - 30 = 3°С

Коэффициент дефектности К = 19/3 = 6,3

6,3 > 1,5 Аварийный дефект. Требует немедленного устранения.

Рисунок 3.4 ? Термограмма № 3

3.3 Определение состояния маслонаполненного электротехнического оборудования по результатам хроматографического анализа газов растворенных в масле (ХАРГ)

3.3.1 Общие сведенья о ХАРГ

В процессе эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды. Но у трансформаторного масла есть еще одна важная функция оно является диагностической средой.

Большинство развивающихся дефектов, приводящих в дальнейшем к повреждению оборудования, может быть своевременно выявлено контролем состояния трансформаторного масла. Развитие таких дефектов, как локальные перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова, разряды в масле, искрение в контактных соединениях, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции в различной мере сказываются на изменении свойств трансформаторного масла. Таким образом, не вскрывая силового трансформатора можно чётко определить его техническое состояние.

К физико-химическим показателям трансформаторного масла, которые используются для оценки состояния трансформаторов в эксплуатации относятся: кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, газосодержание масла.

3.3.2 Характеристики ХАРГ

ХАРГ обладает высокой чувствительностью к развивающимся дефектам в трансформаторе, связанных с такими факторами, как электрические разряды в изоляции и локальные перегревы. Применение анализа растворенных в масле газов основано на том, что при появлении местных нагревов или электрических разрядов, масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

Основные (ключевые) газы наиболее характерные для определенного вида дефекта электрического характера:

Водород (H2), частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

Ацетилен (C2H2), электрическая дуга, искровые разряды.

Основные (ключевые) газы наиболее характерные для определенного вида дефекта термического характера:

Этилен (C2H4), нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С;

Метан(CH4), нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

Этан(C2H6), нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300400)°С;

Оксид и диоксид углерода(CO; СO2) старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

Диоксид углерода (СO2) нагрев твердой изоляции.

Содержание фурановых производных является показателем, который косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции, вызывая частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.

Следует отметить, что такие физико-химические показатели, как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание и газосодержание масла являются традиционными в практике эксплуатации силовых трансформаторов на протяжении многих лет, а различные аспекты их применения достаточно подробно описаны в многочисленной литературе. Поэтому в дальнейшем остановимся на более подробном рассмотрении применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции маслонаполненного оборудования. В таблице 3.1 приведены основные методики ХАРГ.

По результатам ХАРГ оказалось, что наибольшую диагностическую ценность при определении характера развивающегося дефекта имеет методика МЭК (IЕС 60599), которая рекомендована к применению в энергетике Российской федерации. (Используется в Российской программе «Альбатрос»). С помощью ХАРГ в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов: перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова,

электрические разряды в масле.

Таблица 3.3 ? Отношения пар характерных газов существующих методик ХАРГ

Методика	Используемые отношения пар характерных газов
Дорненбурга	СН2/Н2, С2Н2/ С2Н4, С2Н6/ С2Н2, С2Н2// СН4
Мюллера	СН4/Н2, С2Н4/С2Н6, СО/СО2, С2Н6/С2Н2
Роджерса	СН4/Н2, С2Н2/С2Н4, С2Н4/С2Н6, С2Н6/СН4
МЭК	CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4 /C2H6
ВЭИ	СН4/Н2, С2Н4/СН4, С2Н6/СН4, С2Н2/С2Н4, С2Н6/С2Н2, С2Н4/С2Н6

Для диагностики развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:

1. Критерий граничных концентраций;

2. Критерий отношения пар характерных газов;

3. Критерий скорости нарастания газов.

Таблица 3.4 ? Граничные концентрации растворенных в масле газов

	Концентрации газов, % об.
Оборудование	Н2	СН4	С2Н2	С2Н4	С2Н6	CO	СO2
Трансформаторы напряжением 110-500 кВ	0,01	0,01	0,001	0,01	0,005	0,05* 0,06	0,6(0,2)* 0,8(0,4)
Трансформаторы напряжением 750 кВ	0,003	0,002*	0,001	0,002	0,001	0,05	0,40
Реакторы напряжением 750 кВ	0,01	0,003	0,001	0,001	0,002	0,05	0,40

Для СО в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе для трансформаторов со свободным дыханием. Для С02 в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным «дыханием» при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе свыше 10 лет. В скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла.

3.3.3 Определение характера дефекта в силовом трансформаторе по отношению концентраций пар газов

Вид и характер развивающихся в трансформаторе дефектов определяется по отношению концентраций следующих газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6. При этом рекомендуется выполнять повторные измерения при получении результатов ХАРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти, перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1,5 раза.

Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (тепловой или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4.

Условия прогнозирования «разряда»:

C2H2 /С2Н4 ? 0,1, (3.3)

СН4 / Н2 ? 0,5. (3.4)

Условия прогнозирования «перегрева»:

C2H2 /С2Н4 < 0,1, (3.5)

CH4 / Н2 > 0,5. (3.6)

Если при этом концентрация СO < 0,05% об, то прогнозируется «перегрев масла», а если концентрация С0 > 0,05% об «перегрев твердой изоляции».

Условия прогнозирования «перегрева» и «разряда»:

C2H2 /С2Н4 ? 0,1, (3.7)

CH4 / Н2 > 0,5. (3.8)

или:

C2H2 /С2Н4 < 0,1, (3.9)

СН4 / Н2 ? 0,5. (3.10)

Характер развивающихся в трансформаторах дефектов определяется в соответствии с таблицей 3.3 по отношению концентраций пар из пяти газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6. Отношение СО2/СО дополнительно уточняет характер дефектов, приведенных в таблице 3.4:

если повреждением не затронута твердая изоляция, то

5СO2/СO13; (3.11)

если повреждением затронута твердая изоляция, то

СO2/СО < 5, (3.12)

или

СO2/СО > 13. (3.13)

При интерпретации полученных значений отношений СO2/СО необходимо учитывать влияние эксплуатационных факторов.

Таблица 3.5 ? Определение характера дефекта по отношению концентраций пар газов

№ п/п	Характер прогнозируемого	Отношение концентраций характерных газов	Типичные примеры
	дефекта	С2Н2 С2Н4	СН4 Н2	С2Н4 С2Н6
1.	Нормально	<0,1	0,1-1	<1	Нормальное старение
2.	Частичные разряды с низкой плотностью энергии	<0,1	<0,1	<1	Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции.
3.	Частичные разряды с высокой плотностью энергии	0,1-3	<0,1	<1	То же, что и в п.2, но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.
4.	Разряды малой мощности	>0,1	0,1-1	1-3	Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.
5.	Разряды большой мощности	0,1-3	0,1-1	>3	Дуговые разряды; искрение; пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.
6.	Термический дефект низкой температуры (<150°С)	<0,1	0,1-1	1-3	Перегрев изолированного проводника.
7.	Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300°С)	<0,1	>1	<1	Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры "горячей точки".
8.	Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700°С)	<0,1	>1	1-3	То же, что и в п.7, но при дальнейшем повышении температуры "горячей точки".
9.	Термический дефект высокой температуры (>700°С )	<0,1	>1	>3	Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.

Содержание СО2 в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления. В трансформаторах со «свободным дыханием» СO2 может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03% .

3.3.4 Критерий скорости нарастания газов в масле как степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов

Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов, а также вследствие естественного старения изоляции.

Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.

1. Абсолютная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле:

Vабсi = (Аmi - A (m - 1)) / Td (% об/мес.)

где Аmi; А (m-1)i два последовательных измерения концентрации i-го газа, %об;

Td периодичность диагностики, мес.;

2. Относительная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле:

Vотнi = Vабсi / A (m - 1) *100% (% в мес.)

Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа/газов. Если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе. В случае выявления дефекта повторные анализы следует провести через короткие промежутки времени с целью подтверждения наличия дефекта и определения скорости нарастания газов. Отбор проб масла для определения скорости нарастания газов рекомендуется проводить 1 раз в 710 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 23 дня для быстро развивающихся дефектов.

3.3.5 Периодичность хроматографического контроля

Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:

трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее не реже 1 раз в 6 мес.

трансформаторы напряжением 750 кВ в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.

Периодичность АРГ для трансформаторов с развивающимися дефектами определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития дефектов.

Все дефекты в зависимости от продолжительности развития можно подразделить на:

Мгновенно развивающиеся дефекты продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут.

Быстро развивающиеся дефекты продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель.

Медленно развивающиеся дефекты продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет.

Методом хроматографического анализа растворенных в масле газов обнаруживаются медленно развивающиеся дефекты, возможно - быстро развивающиеся дефекты и нельзя определить мгновенно развивающиеся дефекты.

В случае выявления дефекта (Ai>Arpi. и/или Vothi > 10% в мес.) необходимо выполнить 23 повторных анализа растворенных газов (с периодичностью анализов по п.п.6.6) для подтверждения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и/или выводе его из работы.

4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ РАБОТЫ

В условиях постоянного ухудшения технического состояния распределительных сетей из-за отсутствия необходимых средств на своевременную замену и качественный ремонт поврежденного электрооборудования все острее становится проблема поддержания на достаточно необходимом уровне надежности работы систем электроснабжения потребителей электрической энергии. Являясь наиболее протяженными, распределительные сети зачастую работают в весьма тяжелых условиях загрязнения, увлажнения, частых динамических и термических перегрузок, при этом средняя продолжительность эксплуатации большей части основного электрооборудования этих сетей значительно превышает нормативные сроки службы.

Все это приводит к заметному увеличению повреждаемости электрооборудования сетей по причинам различных дефектов, в том числе развивающихся под действием эксплуатационного напряжения.

Наибольшую опасность представляют дуговые перенапряжения, возникающие в сети при перемежающемся (неустойчивом) характере горения дуги в месте пробоя фазной изоляции на землю. Таким образом, основным направлением мероприятий по повышению надежности работы сетей среднего напряжения является предотвращение коммутационных и, особенно, дуговых перенапряжений.

В сложившихся условиях эффективное решение задачи существенного повышения уровня надежности работы распределительных сетей может быть найдено только в комплексном подходе к решению этой проблемы.

С одной стороны, необходимо идти по пути постепенной замены электрооборудования с изношенной изоляцией на новое, для которого большинство внутренних перенапряжений не будут опасны в такой степени, а с другой -- принять меры по предельному снижению всех электрических воздействий на ослабленную изоляцию, создав условия для продления срока эксплуатации состарившегося электрооборудования.

Повышение надежности работы распределительных сетей может быть достигнуто путем существенного ограничения внутренних перенапряжений за счет оптимизации режима заземления нейтрали. Режим нейтрали электрической сети высокого напряжения является важнейшим фактором, определяющим характер эксплуатации электрооборудования, влияющим на выбор изоляции и организацию релейной защиты. Этот режим определяет переходные электромагнитные процессы и связанные с ними перенапряжения, условия электробезопасности при замыканиях на землю и требования к заземляющим устройствам электроустановок.

Контроль и профилактика повреждений изоляции позволяют поддерживать Rизол на достаточно высоком уровне. Емкость фаз относительно земли не зависит от каких-либо дефектов, она определяется общей протяженностью сети, высотой подвеса проводов ВЛ, толщиной фазной изоляции жил кабеля. Поэтому емкость сети не может быть снижена. В процессе эксплуатации сети ее емкость изменяется лишь за счет отключения и включения отдельных участков сети, что определяется требованиями электроснабжения.

Если емкость сети значительна, то в токе Iзз преобладает емкостная составляющая. Значительные емкостные токи создают на заземленных частях оборудования опасные для людей потенциалы и поддерживают горение электрической дуги (при значительных токах дуга может гореть длительно, а при небольших носит перемежающийся характер). Дуга вызывает перенапряжение в изоляции, что может привести к пробою и перекрытию других фаз и междуфазное КЗ.

Поэтому ПУЭ предписывают выполнять компенсацию, если превышает в сетях напряжением 35 кВ - 10 А, 15 - 20 кВ - 15 А, 10 кВ - 20 А, 3 -6 кВ - 30 А.

Область применения в сетях выше 1000 В для гашения перемежающейся электрической дуги при замыкании на землю и снижения возникающих при этом перенапряжений.

Для уменьшения I33 служат компенсационные (дугогасящие) катушки (реактор), включаемые между нейтральной точкой и землей. При соответствующем подборе индуктивности L катушки емкостной ток линии Ic можно полностью компенсировать индуктивным током катушки IL.

Обычно степень расстройки компенсации составляет ±10%.

В настоящее время разработаны реакторы с автоматизированной настройкой компенсации, которые автоматически поддерживают оптимальный режим компенсации. Иногда вследствие недоступности или отсутствии нейтрали источника, дугогасящая катушка включается в нейтральную точку ЭП (трансформаторов, синхронных компенсаторов, электродвигателей и т.п.).

В сетях до 1000 В -- компенсация емкостной составляющей применяется лишь в подземных сетях шахт и рудников. Компенсирующая катушка присоединяется к искусственной нулевой точке специального трансформатора.

Эта защитная мера применяется в дополнение к другим защитным мерам -- защитному отключению, заземлению, т.к. самостоятельно безопасности в большинстве случаев не обеспечивает (например, разные емкости фаз, расстройка, это также является недостатками).

Произведем расчет системы заземления при данных: =0,7 м; t=1,5 м; d=0,1 м; =63 Омм; Rдоп=4,0 Ом; z=5,0 м; Кc=1,75. Произведем расчет системы заземления при данных: =0,7 м; t=1,5 м; d=0,1 м; =63 Омм; Rдоп=4,0 Ом; z=5,0 м; Кc=1,75.

Определяем сопротивление одиночного заземлителя:

R=0,366

R =0,366Ом

С учетом коэффициента сезонности определяется сопротивление заземлителя в наиболее тяжелых условиях.

R1=RКc

R1=39,431,75=69,00 Ом.

где Кс -- коэффициент сезонности (принимая в качестве расчетной наиболее неблагоприятную величину). Кc=1,75.

Определяем потребное количество заземлителей с учетом явления взаимного экранирования Rдоп.=4 Ом.

шт.

Рассчитаем сопротивление соединительной полосы:

Ом

где b -- ширина полосы, м; b=0,04м;

h -- глубина заложения полосы, м; h=0,5м.

Рассчитываем длину полосы в ряд =1,05z(n1).

=1,055(17-1)=85,32 м.

С учетом коэффициента сезонности определяется сопротивление полосы в наиболее тяжелых условиях

R1n=RnКс

R1n =1,581,75=2,77 Ом

Сопротивление заземления с учетом проводимости соединительной полосы определяется по формуле

Ом.

где ТР -- коэффициент использования труб (табл.2);

п -- коэффициент использования соединительной полосы (табл.3).

Система заземления включает 17 одиночных заземлителей, объединенных соединительной полосой. Сопротивление заземляющего контура составляет -- 2,32 Ом.

4.1 Экологичность работы

Техническая политика в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности электросетевых объектов направлена на минимизацию негативного воздействия на окружающую среду, рациональное использование и воспроизводство природных ресурсов, защиту растительного и животного мира.

Основными принципами технической политики в области экологической безопасности являются:

-- ответственность за обеспечение экологической безопасности при развитии электросетевого комплекса;

-- соблюдение нормативов допустимого воздействия на окружающую среду, устанавливаемых природоохранным законодательством Российской Федерации;

-- охрана и рациональное использование природных ресурсов при строительстве, реконструкции и эксплуатации электросетевых объектов;

-- ограничение ведения производственной и строительной деятельности на территориях, имеющих особое природоохранное значение;

-- принятие управленческих и инвестиционных решений с учетом оценки экологических последствий, разработки мер по уменьшению и предотвращению неблагоприятных воздействий на окружающую среду;

-- использование в производственном процессе наилучших существующих доступных технологий, обеспечивающих соблюдение природоохранных требований и минимизацию негативного воздействия на окружающую среду;

-- сокращение объемов образования отходов и безопасное обращение с ними, хранение всех видов отходов и демонтированного оборудования в соответствии с санитарно-гигиеническими нормами.

Технологии и мероприятия, направленные на обеспечение требований экологической безопасности:

-- восстановление и рекультивация земель, нарушенных в процессе строительства, реконструкции, технического перевооружения и эксплуатации электросетевых объектов;

-- внедрение современного «экологичного» сертифицированного в установленном порядке оборудования (например, сухих реакторов, трансформаторов и конденсаторов и др.);

-- поэтапная утилизация оборудования, содержащего трихлордифенил; -- обустройство системы маслоприемных устройств ПС с использованием современных технологий (в том числе полимерных покрытий маслоприемников);

-- применение самонесущих изолированных и защищенных проводов, позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду путем уменьшения ширины вырубаемой просеки в лесных массивах, позволяющих исключить гибель птиц;

-- применение высотных опор с расположением проводов над кронами лесных массивов ценных пород деревьев;

-- выполнение на электросетевых объектах мероприятий по защите животного мира (оснащение опор ВЛ специальными устройствами, препятствующими гнездованию птиц на конструктивных элементах опор, использование отпугивающих и птицезащитных устройств и др.);

-- обеспечение надлежащего технического состояния автопарка в целях снижения выбросов в атмосферу CO, CO2 и CH, а также загрязнения почвы автомобильными маслами и технологическими жидкостями.

4.2 Пожарная защита

Техническая политика в области пожарной безопасности электросетевых объектов направлена на совершенствование системы обеспечения пожарной безопасности и предупреждение аварийных отключений, связанных с пожарами.

Основными принципами технической политики в области пожарной безопасности являются:

-- обеспечение пожарной безопасности электросетевых объектов в соответствии с требованиями Федерального законодательства;

-- использование в производственном процессе наиболее эффективных существующих доступных технологий, обеспечивающих повышение уровня пожарной безопасности;

-- применение при строительстве электросетевых объектов, зданий и сооружений материалов и конструкций, а также оборудования, прошедшего аттестацию в установленном порядке;

-- предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара, в том числе их вторичных проявлений;

-- сохранение и защита имущества при пожаре;

-- предупреждение возникновения пожара;

-- недопущение распространения пожара на имущество третьих лиц.

Система обеспечения пожарной безопасности объекта включает комплекс мероприятий, направленных на:

-- предотвращение и локализацию пожара;

-- обеспечение противопожарной защиты (в т.ч. применение систем пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения), в соответствии с нормативно-правовыми актами и нормативно-техническими документами;

-- обеспечение установленных требований в части пожарной безопасности, в том числе исключение превышения допустимого пожарного риска.

Система предотвращения и локализации пожара обеспечивается:

-- максимально возможным по условиям технологии и строительства ограничением массы или объема горючих веществ, материалов: -- применением при строительстве зданий и сооружений негорючих и трудногорючих веществ и материалов с нормируемым пределом огнестойкости и классом пожарной опасности; -- заменой маслонаполненного оборудования на оборудование с негорючим диэлектриком (вакуум, элегаз, оборудование с твёрдой изоляцией); -- заменой силовых маслонаполненных кабелей 110--220 кВ на силовые кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена. Применением основных строительных конструкций и материалов, в том числе используемых для облицовок конструкций, с нормированными показателями пожарной опасности; негорючие (НГ) и умеренно горючие не выше (Г2); умеренно воспламеняемые не выше (В2); слабо распространяющие пламя не выше (РП2); с умеренной дымообразующей способностью не выше (Д2); умеренно опасные по токсичности продуктов горения не выше (Т2) вещества и материалы.