"Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения. РД 153-34.3-46.304-00" // Мегабиблиотека по охране труда

Утверждаю

Первый заместитель

Председателя Правления

РАО "ЕЭС России"

О.В.БРИТВИН

14 января 2000 года

Вводится в действие

с 1 июня 2000 года

ПОЛОЖЕНИЕ

ОБ ЭКСПЕРТНОЙ СИСТЕМЕ КОНТРОЛЯ И ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ И УСЛОВИЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ,

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

РД 153-34.3-46.304-00

Разработан Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России"; Акционерным обществом открытого типа "Фирма по наладке, совершенствованию технологий и эксплуатации электростанций и сетей" (АООТ "Фирма ОРГРЭС"); Акционерным обществом "ВНИИЭ".

Исполнители Чичинский М.И., к.т.н. (РАО "ЕЭС России"), Барг И.Г., к.т.н. (АООТ "Фирма ОРГРЭС"), Львов Ю.Н., д.т.н. (АО ВНИИЭ).

Утвержден Российским акционерным обществом "Энергетики и электрификации" (РАО "ЕЭС России").

Настоящее Положение разработано в соответствии с отраслевым руководящим документом "Основные положения контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методические указания по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем" (РД 153-34.0-08.102-98) и предназначено для использования в филиалах, дочерних и зависимых акционерных обществах РАО "ЕЭС России".

В Положении сформулированы методические рекомендации по организации внутреннего контроля (самоаудита) состояния и условий эксплуатации основного маслонаполненного оборудования распредустройств электрических станций и подстанций: силовых трансформаторов, реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения (далее - трансформаторов).

Основной целью практического использования "Положения об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения" является повышение уровня надежности, экономичности и безопасности работы маслонаполненного трансформаторного оборудования посредством выработки на базе получаемых экспертных оценок и целенаправленной реализации путей и способов улучшения его эксплуатации.

1. Общие положения

Под внутренним контролем понимается деятельность, которая осуществляется непосредственно или косвенно зависящими от процесса людьми. Под непосредственной зависимостью от процесса понимается случай, если осуществляющее контроль лицо само определяет реализуемые или попадающие под его ответственность результаты. Под косвенной зависимостью от процесса понимается случай, если деятельность по контролю осуществляется лицом, находящимся в должностной зависимости (взаимосвязи) с лицом, ответственным за результат.

При внутреннем контроле оценка уровня ремонтно-эксплуатационного обслуживания маслонаполненного оборудования осуществляется собственными специалистами и техническими руководителями электрических станций и сетей в соответствии с "Основными положениями контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методическими указаниями по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем" (РД 153-34.0-08.102-98).

Основными задачами данной области внутреннего контроля являются периодическая проверка (контроль), анализ и оценка состояния маслонаполненного трансформаторного оборудования, условий его эксплуатации, качества организации и выполнения ремонтов, а также выявление при этом отклонений от требований нормативно-технических документов (НТД), инструкций заводов-изготовителей, противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, руководящих и распорядительных документов РАО "ЕЭС России".

Второй, обязательной частью задач, решаемых при проведении внутреннего контроля, должна быть разработка и реализация конкретных организационных и технических мероприятий, направленных на устранение или снижение влияния выявленных недостатков в эксплуатации и состоянии оборудования.

2. Перечень контролируемого оборудования

Настоящее Положение определяет порядок и принципы организации контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых масляных трансформаторов, шунтирующих масляных реакторов, измерительных масляных трансформаторов тока и напряжения с номинальным напряжением 35 кВ и выше.

В состав перечисленных видов оборудования отдельной дополнительной группой включены также герметичные и негерметичные маслонаполненные трансформаторные и реакторные вводы соответствующих классов напряжения, в значительной степени определяющие надежность работы трансформаторов и реакторов.

3. Состояние эксплуатации трансформаторного оборудования

Анализ данных актов расследования технологических нарушений на электротехническом оборудовании за период с 1996 по 1999 гг. свидетельствует об относительном росте количества повреждений маслонаполненного оборудования напряжением 35 кВ и выше. За указанный период 61% технологических нарушений на маслонаполненном оборудовании связан с повреждениями силовых и измерительных трансформаторов и шунтирующих реакторов, причем 17% из них - из-за неправильных действий оперативного персонала и некачественно выполненного ремонта.

Изучение эксплуатационной документации повредившихся трансформаторов показывает, что в большинстве случаев они эксплуатировались с нарушениями регламентов технического обслуживания и испытаний, с характеристиками масла и твердой изоляции, имеющими недопустимые отклонения от нормативных значений. Причинами повреждений трансформаторов являлись несвоевременное принятие мер по устранению дефектов, восстановлению изоляционных характеристик, а также несоблюдение персоналом требований нормативно-технических документов, инструкций заводов-изготовителей, местных эксплуатационных инструкций, а также невысокое качество инструкций или их отсутствие.

Из-за отсутствия полных и систематических сведений о контролируемых параметрах специалистами служб изоляции не ведется качественное прогнозирование состояния трансформаторов на основе анализа динамики их изменения либо не освоена методика такого прогнозирования, позволяющего намечать превентивные меры по обеспечению надежной эксплуатации трансформаторов, либо избегать неоправданных затрат на их преждевременный ремонт или замену. Причинами неполных испытаний трансформаторов являются отсутствие на предприятиях современной приборной и методической базы, а также дефицит на местах специалистов соответствующего профессионального уровня.

Мало внимания на предприятиях уделяется контролю уровня масла в трансформаторах и маслонаполненных вводах, состоянию устройств его защиты от увлажнения и окисления. Недостаточно контролируются и анализируются температурные режимы работы трансформаторов, не оценивается эффективность работы элементов систем их охлаждения. Не везде поставлены на специальный контроль вопросы защиты трансформаторов от атмосферных и коммутационных перенапряжений и систематических превышений допустимых рабочих напряжений, не ведется учет и анализ динамических воздействий сквозных токов короткого замыкания. Не налажен должным образом анализ работы и состояния устройств релейной защиты силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов, вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения. Слабо организована система непрерывного контроля и повышения качества подготовки и проведения ремонтных работ, приемки оборудования из ремонта.

В общем виде могут быть определены три основных направления повышения уровня эксплуатации и состояния трансформаторов:

1. Обеспечение уровня подготовки оперативного, ремонтного и инженерно-технического персонала, соответствующего фактическим задачам эксплуатации.

2. Организация системы полного обеспечения эксплуатационно-ремонтного и инженерно-технического персонала необходимой нормативно-технической документацией, эксплуатационными и должностными инструкциями, а также качественного ведения ремонтно-эксплуатационной документации.

3. Обеспечение системного подхода к организации обслуживания, контроля и оценки состояния трансформаторов, в планировании и производстве их ремонтов.

4. Основные принципы построения экспертной системы

Под экспертной системой понимается программная система, которая накапливает и обобщает информацию, содержащую факты и правила в определенной области, формализует особым образом экспертные знания, делает на основе логического их анализа выводы и предлагает решения конкретных проблем.

Экспертная система, в сущности, моделирует поведение эксперта при принятии решения в конкретной предметной области. Для получения и систематизированного накопления необходимых знаний по различным аспектам рассматриваемых вопросов используется предметная деятельность соответствующих квалифицированных специалистов.

Совокупность этих знаний является основой экспертной системы, но без использования механизма анализа и принятия решений такая система будет представлять собой лишь информационно-экспертную систему. Подобные системы все шире внедряются в качестве средств подготовки и интеллектуальной поддержки различного типа специалистов. Однако они носят только информативный или информативно-сравнительный характер, не затрагивая при этом состояния объекта управления (оборудования или технологического процесса), процесса управления и субъекта управления (персонал).

Поэтому для обеспечения активного влияния на объект управления экспертно-информационная система должна дополняться или нести в себе оценку, как самого объекта, так и субъекта управления и одновременно показывать области и направления приложения необходимых усилий по повышению надежности объекта. То есть активная экспертно-информационная система должна содействовать определению методов достижения указанной цели в тесной взаимосвязи объекта и субъекта управления.

Принятию технического решения по проблеме надежности должны предшествовать поиск и выявление причин, в результате которых возникла ненормальная ситуация, и только затем осуществляться поиск направления решения задачи, т.е. подготовка базы для принятия решения. Такое решение необязательно может быть глобальным, так как причина, заложенная в начале длинной цепи взаимосвязанных факторов, может быть самой тривиальной. Поэтому необходимо изначально определить, что в объекте (оборудовании и организации его эксплуатационно-ремонтного обслуживания) или у субъекта управления необходимо и возможно изменить, чтобы исходная проблема либо вообще исчезла, либо могла быть легко решена.

5. Экспертная система контроля и оценки состояния

и условий эксплуатации трансформаторов

Разработка "Экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов" выполнена с учетом приведенных в разделе 3 настоящего Положения выводов о состоянии эксплуатации трансформаторного оборудования и теоретических положений по активизации экспортно-информационных систем.

"Экспертная система ..." учитывает отраслевой опыт внедрения Экспертных систем контроля и оценки состояния и условий эксплуатации котлоагрегатов и турбоагрегатов тепловых электрических станций.

В основу создания "Экспертной системы ..." положен принцип системного подхода, который на первом этапе использует метод расчленения общей проблемы надежности трансформаторного оборудования на двенадцать основных направлений, включающих в себя анализ полного спектра условий его эксплуатации и ремонта.

Наименования, принятые для основных направлений или уровней экспертной системы, приведены в табл. 1. Каждое из основных направлений предусматривает контроль и оценку качества и достаточности технической документации и инструкций для соответствующего персонала, уровня исполнения регламентов, заданных НТД и РД, организационных уровней обслуживания и ремонта оборудования, обеспеченности необходимыми для этих целей материалами, приспособлениями, запасными частями, средствами диагностики и т.п.

Таблица 1

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ

НАДЕЖНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ

	Основные направления экспертной системы	Оценка
I	Система учета и анализа причин повреждаемости, объективность и достаточность разрабатываемых мероприятий по повышению надежности трансформаторов
II	Организация контроля за состоянием трансформаторов
III	Использование передовых методов и средств контроля состояния трансформаторов
IV	Состояние системы охлаждения трансформаторов, организация контроля и анализа температурного режима
V	Состояние маслонаполненных вводов
VI	Состояние обмоток и внутренней изоляции трансформаторов
VII	Состояние масла и средств его защиты от увлажнения и окисления
VIII	Состояние организации проведения ремонтных работ
IX	Состояние устройств релейной защиты, автоматики и средств измерения
X	Состояние системы пожаротушения трансформаторов
XI	Принятие мер, исключающих негативное воздействие персонала на состояние трансформаторов. Качество инструкций и уровень подготовки персонала
XII	Состояние устройств РПН трансформаторов
	Средняя оценка по предприятию в ____ году

Составленная таким образом и практически реализованная в рамках энергопредприятия "Экспертная система ..." позволит обеспечить методологический подход к выявлению и анализу причин повреждения трансформаторов и перейти к формированию концепции повышения их надежности.

Поскольку расчленение проблемы на двенадцать основных направлений не может обеспечить достаточно глубокую проработку причин общего снижения надежности трансформаторов оборудования, все основные направления дополнительно расчленены на десять локальных направлений - подуровней. Каждый из подуровней позволяет в более конкретной форме произвести контроль состояния и условий эксплуатации трансформаторного оборудования, а также выявить допущенные в его границах отклонения от требований НТД и РД. Расчленение каждого из основных уровней на десять подуровней носит относительно условный характер и обусловлено, с одной стороны, стремлением охватить весь спектр факторов, влияющих на надежность трансформаторов, с другой - стремлением не утяжелять систему и не усложнять ее восприятие.

В результате такого подхода сформирована матрица "Экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов", охватывающая по ста двадцати локальным направлениям практически все факторы, влияющие на состояние организации обеспечения их надежности. Матрица "Экспертной системы ..." с перечнем всех локальных направлений оценки и соответствующими ссылками на нормативно-техническую и руководящую документацию, научно-техническую литературу и распорядительные документы РАО "ЕЭС России", регламентирующие требования по эксплуатационно-ремонтному обслуживанию и испытаниям трансформаторного оборудования, подготовке оперативно-ремонтного и инженерно-технического персонала, приведена в Приложении 1.

Перечень использованной при составлении матрицы "Экспертной системы ..." нормативной документации и научно-технической литературы приведен в Приложении 2. По мере ввода в действие новых нормативно-технических документов, регламентирующих требования к эксплуатационно-ремонтному обслуживанию трансформаторного оборудования, они должны дополнительно включаться в перечень и соответствующие локальные направления матрицы "Экспертной системы ...".

6. Оценка состояния и уровня эксплуатации трансформаторов

Экспертная система предполагает по каждому обследуемому направлению произвести оценку по шкале от 0 до 1,0. Система оценки не может быть инструментальной, она зависит от сравнения ситуаций: в одних случаях с требованиями ПТЭ и другой нормативно-технической и распорядительной документации, в других - с состоянием оцениваемых направлений на других энергопредприятиях.

Таким образом, общая оценка состоит из объективной части, в которой производится проверка полноты выполнения НТД и РД, и субъективной части, в которой производится сравнительная оценка состояния трансформаторов экспертами. Поэтому такая методика позволяет в достаточной степени объективно оценить ситуацию на энергопредприятии и может сыграть решающую роль для выработки и принятия мер и действий, направленных на повышение уровня эксплуатации и надежности трансформаторов. Гарантией повышения объективности самооценки состояния и уровня эксплуатации трансформаторов должно явиться, прежде всего, желание улучшить результат.

Характерной особенностью оценок направлений является то, что они с учетом объективно-субъективных подходов определяют не количественные значения, а качественную оценку уровня соответствия направления задачам производства. При этом осуществляется выявление всех отклонений от требований НТД и РД и недостатков в осуществлении эксплуатационно-ремонтного обслуживания.

Оценка каждого рассматриваемого локального направления позволяет получить среднюю оценку по каждому из основных направлений и среднюю оценку состояния и уровня эксплуатации трансформаторов по энергопредприятию.

7. Проведение экспертизы и оценки условий и уровня

эксплуатации трансформаторов

Проведение экспертизы и оценки является одним из элементов внутреннего контроля (самоаудита), осуществляемого собственными специалистами и техническими руководителями энергопредприятий в соответствии с "Основными положениями контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методическими указаниями по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем" (РД 153-34.0-08.102-98).

В соответствии с предложенной методикой на каждом энергопредприятии вносятся в матрицу полученные по собственным оценочным критериям по предложенной шкале оценки каждого направления и средняя оценка. Первый этап экспертной оценки по изложенной в настоящем Положении методике должен быть выполнен на всех энергопредприятиях до 1 сентября 2000 года. К этому же времени должны быть утверждены и доведены до исполнителей мероприятия по устранению выявленных недостатков. Здесь важно учесть, что переходу к формированию концепции общего повышения надежности трансформаторов должен предшествовать этап приведения каждого направления в соответствие с требованиями НТД и РД, что повысит уровень организации их эксплуатации и соответственно надежность.

Первый этап внедрения "Экспертной системы ..." позволит получить лишь грубые оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторного оборудования по каждому локальному направлению, которые в значительной степени будут субъективными. Далее такая работа должна осуществляться по истечении каждого года с внесением мероприятий в качестве отдельного приложения к ежегодному "эксплуатационному" приказу.

Систематическая работа по оценке и сравнительному анализу состояния трансформаторного оборудования, принятие на каждом этапе мер по улучшению ситуации и неизбежные при этом внешние и внутренние коррекции субъективных оценок позволят от этапа к этапу повышать их объективность и приведут в итоге к комплексным, более точным оценкам.

Полученные таким образом комплексные оценки будут являться оценками "уровня соответствия направления задачам производства", максимально приближенными к требованиям оценок по шкале "точно". Повысить объективность экспертных оценок по отдельным направлениям позволит привлечение специализированных организаций, широкое участие руководителей и специалистов в тематических совещаниях и семинарах по эксплуатационно-ремонтному обслуживанию трансформаторов.

Настоящее Положение должно являться программным документом для организации и осуществления эффективной системы внутреннего контроля и оценки условий эксплуатации трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения на каждом энергопредприятии. При этом должно учитываться, что неформальное исполнение требований настоящего Положения несомненно приведет к повышению квалификации инженерно-технических и руководящих работников.

Наличие в матрице экспертной системы организационных направлений предназначено для повышения уровня организации эксплуатационно-ремонтного обслуживания.

Каждое энергопредприятие после проведения соответствующего этапа в указанные сроки направляет в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей сведения со средними оценками по двенадцати основным направлениям и средней оценкой по предприятию в виде заполненной таблицы 1.

Приложение 1

МАТРИЦА ЭКСПЕРТНОЙ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ОЦЕНКИ

СОСТОЯНИЯ И УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

┌───┬────────────┬─────┬───────────────────────────────┬────────────────────────┬───────┐

│ N │Направления │N │ Локальные направления │Нормативно-техническая │Оценка │

│п/п│основного │поду-│(подуровни) экспертной системы,│документация, │по │

│ │уровня │ровня│ по которым производится │регламентирующая │направ-│

│ │экспертной │ │ определение "уровня │требования по локальным │лению │

│ │системы │ │ соответствия задачам │направлениям │ │

│ │контроля и │ │ производства" │ │ │

│ │оценки │ │ │ │ │

│ │состояния и │ │ │ │ │

│ │условий │ │ │ │ │

│ │эксплуатации│ │ │ │ │

│ │трансформа- │ │ │ │ │

│ │торов │ │ │ │ │

├───┼────────────┼─────┼───────────────────────────────┼────────────────────────┼───────┤

│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │

│1 │Система уче-│1.1 │Наличие утвержденной и │РД 34.20.801-93, разд. 1│ │

│ │та и анализа│ │курируемой техническим │и 6 │ │

│ │причин пов- │ │руководителем системы учета и │ │ │

│ │реждаемости,│ │поэлементного анализа │ │ │

│ │объектив- │ │аварийности трансформаторов │ │ │

│ │ность и дос-│1.2 │Удельный вес отказов трансфор- │РД 34.20.801-93, разд. 1│ │

│ │таточность │ │маторов в общем количестве │и 6 │ │

│ │разрабатыва-│ │отказов электрооборудования │ │ │

│ │емых меро- │1.3 │Доля отказов трансформаторов по│РД 34.20.801-93, разд. 3│ │

│ │приятий по │ │вине персонала │и 6 │ │

│ │повышению │1.4 │Доля повреждений трансформато- │РД 34.20.801-93, разд. 3│ │

│ │надежности │ │ров с возникновением пожара │и 6 │ │

│ │трансформа- │1.5 │Оценка динамики изменения │РД 34.20.801-93, разд. 1│ │

│ │торов │ │отказов трансформаторов за │и 6 │ │

│ │ │ │последние 5 лет │ │ │

│ │ │1.6 │Своевременность, качество и │РД 34.20.801-93, разд. 1│ │

│ │ │ │полнота расследования, а также │и 5; │ │

│ │ │ │разработки и исполнения │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │мероприятий по результатам │1.5 и 1.13 │ │

│ │ │ │расследования технологических │ │ │

│ │ │ │нарушений │ │ │

│ │ │1.7 │Своевременность, качество и │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │полнота выполнения мероприятий │1.5 │ │

│ │ │ │по актам-предписаниям надзорных│ │ │

│ │ │ │органов │ │ │

│ │ │1.8 │Наличие, обоснованность и │ИП N 04-05 от 27.10.90; │ │

│ │ │ │выполнение комплексного плана │Пр. РАО N 304 │ │

│ │ │ │мероприятий по повышению │от 07.07.95 │ │

│ │ │ │надежности трансформаторов │ │ │

│ │ │1.9 │Отсутствие случаев досрочной │ │ │

│ │ │ │вынужденной замены трансформа- │ │ │

│ │ │ │торов из-за повреждений и зна- │ │ │

│ │ │ │чительных ухудшений эксплуата- │ │ │

│ │ │ │ционных характеристик │ │ │

│ │ │1.10 │Анализ ненормальных режимов │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │работы трансформаторов, │5.3; │ │

│ │ │ │вызванных упущениями и │ГОСТ 14209-85; │ │

│ │ │ │неправильными действиями │РД 34.46.501-78, р. 2 и │ │

│ │ │ │персонала, с разработкой │7 │ │

│ │ │ │мероприятий и выпуском приказа │ │ │

│2 │Организация │2.1 │Наличие и качество полного │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │контроля за │ │комплекта местных инструкций и │1.7; │ │

│ │состоянием │ │НТД по эксплуатации и контролю │РД 34.46.501-78; │ │

│ │трансформа- │ │состояния трансформаторов │Л1 - "Указатель НТ СИД" │ │

│ │торов │2.2 │Наличие утвержденных графиков, │РДПр 34-38-030-92, разд.│ │

│ │ │ │регулярность, полнота и │5.4; │ │

│ │ │ │качество производимых осмотров │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │трансформаторов оперативным и │1.5; │ │

│ │ │ │административно-техническим │РД 34.46.501-78, р. 4 │ │

│ │ │ │персоналом, правильность │ │ │

│ │ │ │оформления результатов осмотров│ │ │

│ │ │2.3 │Своевременность и полнота │РДПр 34-38-030-92, │ │

│ │ │ │выявления дефектов, оператив- │р. 5.4; │ │

│ │ │ │ность их анализа и устранения │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │ │р. 6 - 8, 23; │ │

│ │ │ │ │РД 34.46.501-78, р. 4 │ │

│ │ │2.4 │Наличие длительно не устраняе- │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │мых дефектов, приводящих к │разд. 1.11; │ │

│ │ │ │риску технологических нарушений│Пр. РАО N 120 │ │

│ │ │ │и снижению пожарной │от 01.07.98; │ │

│ │ │ │безопасности │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │ │р. 6 - 8, 23 │ │

│ │ │2.5 │Обеспеченность методическими │Л2 - П.М. Сви, │ │

│ │ │ │материалами, метрологически │"Методы ..."; │ │

│ │ │ │аттестованным испытательным │Л3 - "Сборник ...", │ │

│ │ │ │оборудованием, приборным парком│р. 1 - 3; │ │

│ │ │ │и квалифицированными специалис-│РД 34.04.415 │ │

│ │ │ │тами для проведения испытаний │ │ │

│ │ │2.6 │Обоснованность и соблюдение │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │графиков и объемов испытаний │р. 6 - 8, 23 и 25; │ │

│ │ │2.7 │Регулярность проведения осмот- │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │ров и проверок устранения де- │1.5 │ │

│ │ │ │фектов трансформатора техниче- │ │ │

│ │ │ │ским руководителем предприятия │ │ │

│ │ │2.8 │Уровень подготовки и │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │квалификации административно- │1.3; │ │

│ │ │ │технического и оперативного │РД 34.12.102-94, р. 12 │ │

│ │ │ │персонала, контролирующего │ │ │

│ │ │ │состояние трансформаторов │ │ │

│ │ │2.9 │Регулярность и качество прове- │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │дения тренировок оперативного │1.3; │ │

│ │ │ │персонала, связанных с аварий- │РД 34.12.102-94, р. 10; │ │

│ │ │ │ным отключением трансформаторов│РД 34.12.201-88 │ │

│ │ │2.10 │Контроль соответствия режима │РД 34.20.501-95, р. │ │

│ │ │ │нейтрали трансформатора проект-│5.3.21; │ │

│ │ │ │ному решению и требованиям │Инстр. завода- │ │

│ │ │ │заводской инструкции │изготовителя; │ │

│ │ │ │ │РД 34.46.501-78, р. 2 │ │

│3 │Использова- │3.1 │Наличие и долгосрочный анализ │Л2 - П.М. Сви, │ │

│ │ние передо- │ │результатов работы устройств │"Методы ..."; │ │

│ │вых методов │ │контроля изоляции под рабочим │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │и средств │ │напряжением (tg дельта, R , │разд. 7.10 и 23.7 │ │

│ │контроля │ │ из │ │ │

│ │состояния │ │С , Ч.Р.) │ │ │

│ │трансформа- │ │ из │ │ │

│ │торов │3.2 │Уровень технического и методи- │РД 34.46.303-98; │ │

│ │ │ │ческого обеспечения хроматогра-│РД 34.43.105-89 │ │

│ │ │ │фического анализа газов, │ │ │

│ │ │ │растворенных в масле. Соблюде- │ │ │

│ │ │ │ние правил отбора, транспорти- │ │ │

│ │ │ │ровки и хранения проб масла │ │ │

│ │ │3.3 │Наличие и результаты применения│РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │системы оценки и прогнозирова- │р. 1, 6 - 8 и 23; │ │

│ │ │ │ния состояния изоляции по │РД 34.46.302-89, │ │

│ │ │ │многолетним данным хроматогра- │разд. 8; │ │

│ │ │ │фического анализа масла из │РД 34.43.107-95 │ │

│ │ │ │герметичных вводов, баков │ │ │

│ │ │ │трансформаторов и баков РПН │ │ │

│ │ │3.4 │Наличие и анализ результатов │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │тепловизионного обследования │р. 6 - 8, приложение 3 │ │

│ │ │ │трансформаторов │ │ │

│ │ │3.5 │Использование методов контроля │Л4 - В.А. Русов, │ │

│ │ │ │вибрации трансформаторов под │Спектральная вибродиаг- │ │

│ │ │ │нагрузкой, в режимах холостого │ностика, 1996 г. │ │

│ │ │ │хода и короткого замыкания │ │ │

│ │ │3.6 │Внедрение способа тонкослойной │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │хроматографии для контроля │разд. 6.6.1 и 25 (табл. │ │

│ │ │ │остаточного ресурса твердой │25.4, п. 11); │ │

│ │ │ │изоляции по содержанию фурано- │РД 34.51.304-94 │ │

│ │ │ │вых соединений в масле транс- │ │ │

│ │ │ │форматоров │ │ │

│ │ │3.7 │Внедрение метода и технологии │РД 34.43.107-95 │ │

│ │ │ │контроля состояния изоляции по │ │ │

│ │ │ │содержанию воды, растворенной в│ │ │

│ │ │ │трансформаторном масле │ │ │

│ │ │3.8 │Внедрение метода контроля │РД 34.43.107-95 │ │

│ │ │ │состояния изоляции по содержа- │ │ │

│ │ │ │нию воздуха в трансформаторном │ │ │

│ │ │ │масле │ │ │

│ │ │3.9 │Использование оптических пока- │Л5 - М.Ю. Львов, Эл. │ │

│ │ │ │зателей масла трансформаторов │станции N 6, 1999 г. │ │

│ │ │ │и герметичных вводов (показа- │ │ │

│ │ │ │тель преломления, мутность, │ │ │

│ │ │ │цвет) для оценки процессов, │ │ │

│ │ │ │вызывающих отложения на поверх-│ │ │

│ │ │ │ности внутренней изоляции │ │ │

│ │ │3.10 │Наличие и эффективность работы │ │ │

│ │ │ │системы непрерывного дистан- │ │ │

│ │ │ │ционного контроля температурных│ │ │

│ │ │ │режимов силовых трансформаторов│ │ │

│4 │Состояние │4.1 │Состояние элементов системы │РД 34.46.501-78 │ │

│ │системы │ │охлаждения (отсутствие течей │ │ │

│ │охлаждения │ │масла, исправность задвижек, │ │ │

│ │трансформа- │ │насосов, дутьевых вентиляторов,│ │ │

│ │торов, │ │исправность отсечного клапана, │ │ │

│ │организация │ │предохранительных устройств и │ │ │

│ │контроля и │ │датчиков уровня масла) │ │ │

│ │анализа │4.2 │Оценка эффективности работы │ │ │

│ │температур- │ │системы охлаждения. Отсутствие │ │ │

│ │ного режима │ │сезонных снижений эффективности│ │ │

│ │ │ │работы системы охлаждения │ │ │

│ │ │ │вследствие засорения наружной │ │ │

│ │ │ │рабочей поверхности охладителей│ │ │

│ │ │4.3 │Наличие постоянно действующей │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │системы учета и анализа │разд. 5.3; │ │

│ │ │ │температурных режимов силовых │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │трансформаторов, в том числе по│приложение 3 │ │

│ │ │ │результатам тепловизионного │ │ │

│ │ │ │обследования │ │ │

│ │ │4.4 │Соответствие температурных ре- │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │жимов трансформаторов требова- │разд. 5.3; Инструкция │ │

│ │ │ │ниям НТД и заводских инструкций│завода-изготов. │ │

│ │ │4.5 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, │ │

│ │ │ │из-за нарушений в работе │разд. 3 и 6 │ │

│ │ │ │элементов системы охлаждения │ │ │

│ │ │4.6 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, │ │

│ │ │ │из-за повреждений элементов │разд. 3 и 6 │ │

│ │ │ │системы охлаждения по вине │ │ │

│ │ │ │персонала │ │ │

│ │ │4.7 │Наличие несогласованных конст- │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │руктивных и режимных отклонений│разд. 5.3; │ │

│ │ │ │элементов системы охлаждения от│Инструкция завода- │ │

│ │ │ │заводских параметров │изготов. │ │

│ │ │4.8 │Комплектность, автоматическое │Документация завода- │ │

│ │ │ │резервирование и исправность │изготовителя; │ │

│ │ │ │работы устройств питания и │РД 34.46.501-78, р. 9; │ │

│ │ │ │автоматического контроля и │РД 34.20.501-95, разд. │ │

│ │ │ │управления системой охлаждения │5.3 │ │

│ │ │ │трансформаторов │ │ │

│ │ │4.9 │Проведение периодических │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │испытаний бака трансформатора │р. 6.14 │ │

│ │ │ │на плотность │ │ │

│ │ │4.10 │Обеспечение нормального уровня │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │масла в трансформаторах │разд. 5.3; Инструкция │ │

│ │ │ │ │завода-изготов. │ │

│5 │Состояние │5.1 │Соблюдение требований НТД по │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │маслонапол- │ │контролю состояния вводов │разд. 23; Ц-06-88(Э) │ │

│ │ненных │ │ │от 27.07.88 │ │

│ │вводов │5.2 │Наличие и качество местных │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │инструкций по эксплуатации │разд. 1.7; Инструкция │ │

│ │ │ │маслонаполненных вводов │завода-изготов. │ │

│ │ │ │различных конструкций │ТИ 34-70-026-84 │ │

│ │ │5.3 │Наличие системы визуального │РД 34.46.503-84; │ │

│ │ │ │контроля и регистрации │ТИ 34-70-026-84, │ │

│ │ │ │состояния вводов (давление, │р. 5 и 7 │ │

│ │ │ │уровень масла, отсутствие │ │ │

│ │ │ │течей, состояние силикагеля) │ │ │

│ │ │5.4 │Состояние средств защиты масла │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │от окисления │р. 5.3 и 5.14; │ │

│ │ │ │ │ТИ 34-70-026-84, р. 5 │ │

│ │ │5.5 │Наличие и эффективность работы │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │устройств контроля изоляции │р. 23.1 - 23.3 и 23.7 │ │

│ │ │ │вводов под напряжением │ │ │

│ │ │5.6 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, р. 3 и │ │

│ │ │ │из-за повреждения вводов │6 │ │

│ │ │5.7 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, р. 3 и │ │

│ │ │ │из-за повреждения вводов по │6 │ │

│ │ │ │вине персонала │ │ │

│ │ │5.8 │Наличие вводов с близкими и │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │находящимися в зоне "риска" │разд. 23, табл. 25.4; │ │

│ │ │ │изоляционными характеристиками.│Пр. РАО N 120 │ │

│ │ │ │Разработка и реализация меро- │от 01.07.98; │ │

│ │ │ │приятий по выводу их из зоны │ТИ 34-70-026-84, р. 5 - │ │

│ │ │ │"риска" │7 │ │

│ │ │5.9 │Наличие оборудования и соблюде-│Ц-01-83(Э); │ │

│ │ │ │ние технологии подпитки │ТИ 34-70-026-84, р. 5 и │ │

│ │ │ │герметичных вводов │7 │ │

│ │ │5.10 │Состояние внешней изоляции │РД 34.20.501-95, р. 5.3;│ │

│ │ │ │вводов, проведение работ по ее │ТИ 34-70-026-84, │ │

│ │ │ │чистке │р. 5 и 7 │ │

│6 │Состояние │6.1 │Оценка состояния изоляции │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │обмоток и │ │обмоток, наличие и качество │р. 6.5 - 6.8; │ │

│ │внутренней │ │заполнения документации по │Паспорт трансформатора, │ │

│ │изоляции │ │результатам испытаний │протоколы испытаний │ │

│ │трансформа- │6.2 │Оценка механического состояния │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │торов │ │обмоток по результатам │р. 6.12; Ц-02-88(Э); │ │

│ │ │ │измерения Z │ │ │

│ │ │ │ к │ │ │

│ │ │6.3 │Наличие учета и анализа проте- │Ц-02-92(Э); │ │

│ │ │ │кания через обмотки трансформа-│РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │торов сквозных токов близких │р. 6.12 │ │

│ │ │ │коротких замыканий │ │ │

│ │ │6.4 │Состояние магнитной системы │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │(заземление магнитопровода, │р. 6.4.2 и 6.7.2; │ │

│ │ │ │изоляция стяжных шпилек, банда-│РД 34.46.302-89 │ │

│ │ │ │жей, ярем и прессующих колец). │ │ │

│ │ │ │Внедрение диагностики развиваю-│ │ │

│ │ │ │щихся дефектов активной части │ │ │

│ │ │ │по результатам хроматографиче- │ │ │

│ │ │ │ского анализа газов, растворен-│ │ │

│ │ │ │ных в масле бака │ │ │

│ │ │6.5 │Наличие и исполнение мероприя- │ │ │

│ │ │ │тий по результатам профилакти- │ │ │

│ │ │ │ческих и специальных испытаний │ │ │

│ │ │ │обмоток │ │ │

│ │ │6.6 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, │ │

│ │ │ │из-за повреждений обмоток и │р. 3 и 6 │ │

│ │ │ │внутренней изоляции в общем │ │ │

│ │ │ │количестве отказов │ │ │

│ │ │6.7 │Результаты внутреннего осмотра │ │ │

│ │ │ │активной части трансформаторов │ │ │

│ │ │ │при ремонтах со сливом масла │ │ │

│ │ │6.8 │Соответствие проектной схеме и │РД 153-34.3-35.125-99; │ │

│ │ │ │эффективность системы защиты │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │обмоток и нейтрали трансформа- │р. 28.4 │ │

│ │ │ │тора от перенапряжений │ │ │

│ │ │6.9 │Регулярность и полнота испыта- │РД 153-34.3-35.125-99; │ │

│ │ │ │ний, соответствие характеристик│РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │разрядников и ОПН, защищающих │р. 21, 22; │ │

│ │ │ │обмотки трансформаторов, требо-│Паспорт ОПН, разрядника │ │

│ │ │ │ваниям нормативных документов │ │ │

│ │ │6.10 │Реализация мероприятий по пре- │РД 153-34.3-35.125-99, │ │

│ │ │ │дотвращению феррорезонансных и │р. 2; Пр. РАО N 120 │ │

│ │ │ │высокочастотных перенапряжений │от 01.07.98 │ │

│7 │Состояние │7.1 │Соответствие характеристик │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │масла и │ │масла установленным нормам, │р. 6 - 8, 23 и 25; │ │

│ │средств его │ │рекомендуемым маркам, условиям │Ц-01-98(Э); │ │

│ │защиты от │ │смешивания │РД 34.43.105-89, р. 4 │ │

│ │увлажнения и│7.2 │Соблюдение сроков анализа │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │окисления │ │масла, наличие системы контроля│р. 6 - 8, 23 и 25 │ │

│ │ │ │его состояния │ │ │

│ │ │7.3 │Соблюдение правил отбора и │РД 34.46.303-98, р. 2; │ │

│ │ │ │испытаний проб масла, наличие │РД 34.43.105-89, р. 6 │ │

│ │ │ │необходимых устройств и │ │ │

│ │ │ │приспособлений │ │ │

│ │ │7.4 │Наличие оборудования и приспо- │РД 34.46.303-98; │ │

│ │ │ │соблений для подготовки, транс-│РД 34.43.105-89, │ │

│ │ │ │портировки и доливки масла в │р. 5 - 8 │ │

│ │ │ │оборудование │ │ │

│ │ │7.5 │Наличие, соответствие нормам и │РД 34.43.105-89, р. 12; │ │

│ │ │ │условиям хранения резервных │РД 34.45-51.300-97, р. │ │

│ │ │ │запасов масла │25.1; │ │

│ │ │ │ │РД 34.20.501-95, р. 5.14│ │

│ │ │7.6 │Состояние средств защиты масла │РД 34.20.501-95, р. 5.3 │ │

│ │ │ │от увлажнения, контроль за их │и 5.4 │ │

│ │ │ │исправностью │ │ │

│ │ │7.7 │Наличие и исполнение мероприя- │РД 34.43.105-89, р. 9 │ │

│ │ │ │тий по результатам анализа │ │ │

│ │ │ │состояния масла │ │ │

│ │ │7.8 │Удельный вес отказов из-за │РД 34.20.801-93 │ │

│ │ │ │неудовлетворительного состояния│ │ │

│ │ │ │масла в общем количестве │ │ │

│ │ │ │отказов трансформаторов │ │ │

│ │ │7.9 │Состояние пленочной и азотной │РД 34.43.105-89, р. 9 │ │

│ │ │ │защиты, термосифонных и адсорб-│ │ │

│ │ │ │ционных фильтров, воздухоосуши-│ │ │

│ │ │ │телей и сорбента │ │ │

│ │ │7.10 │Поддержание эксплуатационных │РД 34.43.105-89, р. 9 - │ │

│ │ │ │свойств масла в трансформаторах│10; │ │

│ │ │ │путем регенерации и дегазации, │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │восполнения антиокислительной │р. 25; │ │

│ │ │ │присадки АГИДОЛ-1 и замены │РД 34.20.501-95, р. 5.3 │ │

│ │ │ │силикагеля в адсорбционных │и 5.14 │ │

│ │ │ │фильтрах │ │ │

│8 │Состояние │8.1 │Соблюдение графиков, объемов и │РД 34.20.501-95, р. 1.6;│ │

│ │организации │ │технологии ремонтов │РД 34.46.501-78, р. 9. │ │

│ │проведения │8.2 │Соблюдение нормативных требова-│РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ремонтных │ │ний по приемке трансформаторов │р. 6.1; │ │

│ │работ │ │после текущих и капитальных │РДИ 34-38-058-91 │ │

│ │ │ │ремонтов │ │ │

│ │ │8.3 │Наличие, полнота и качество │РД 34.46.501-78, р. 9 │ │

│ │ │ │заполнения ремонтно-эксплуата- │ │ │

│ │ │ │ционной документации по резуль-│ │ │

│ │ │ │татам ремонта для каждого │ │ │

│ │ │ │трансформатора │ │ │

│ │ │8.4 │Обеспеченность ремонтов │Л5 - "Справочник по │ │

│ │ │ │необходимыми приспособлениями, │ремонту ...", р. 4.2; │ │

│ │ │ │инструментом, запасными частями│РДИ 34-38-058-91 │ │

│ │ │ │и материалами │ │ │

│ │ │8.5 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, р. 3 и │ │

│ │ │ │из-за некачественного ремонта в│6 │ │

│ │ │ │общем количестве отказов │ │ │

│ │ │8.6 │Наличие технологических карт и │ │ │

│ │ │ │программ производства работ по │ │ │

│ │ │ │текущему и капитальному ремонту│ │ │

│ │ │ │трансформаторов │ │ │

│ │ │8.7 │Внедрение непрерывного контроля│ │ │

│ │ │ │организации и оценки качества │ │ │

│ │ │ │ремонтных работ │ │ │

│ │ │8.8 │Наличие и эффективность работы │РД 34.12.102-94, р. 11 и│ │

│ │ │ │системы повышения квалификации │12 │ │

│ │ │ │ремонтного персонала на │ │ │

│ │ │ │специальных курсах и местной │ │ │

│ │ │ │технической учебе │ │ │

│ │ │8.9 │Проведение необходимых │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │предремонтных испытаний │р. 6 - 8, 23 и 25 │ │

│ │ │8.10 │Внедрение бригадного метода │ │ │

│ │ │ │подготовки и производства │ │ │

│ │ │ │ремонтных работ │ │ │

│9 │Состояние │9.1 │Соответствие устройств РЗАИ │РД 34.20.501-95, р. 5.9 │ │

│ │устройств │ │требованиям проекта и НТД │ │ │

│ │релейной │9.2 │Соблюдение графиков и объемов │РД 34.20.501-95, р. 5.9;│ │

│ │защиты, │ │технического обслуживания │РД 34.35.617-89 │ │

│ │автоматики и│ │устройств РЗАИ и сигнализации │ │ │

│ │средств │ │трансформаторов │ │ │

│ │измерения │9.3 │Доля отключений трансформаторов│РД 34.20.801-93, р. 3 и │ │

│ │ │ │из-за ложной работы устройств │6 │ │

│ │ │ │РЗАИ │ │ │

│ │ │9.4 │Доля отключений трансформаторов│РД 34.20.801-93, р. 3 и │ │

│ │ │ │из-за ошибочных действий │6 │ │

│ │ │ │оперативного и релейного │ │ │

│ │ │ │персонала с устройствами РЗА │ │ │

│ │ │9.5 │Состояние и эффективность │РД 34.35.518-91 │ │

│ │ │ │работы газовых реле │ │ │

│ │ │9.6 │Анализ причин отказов и ложной │РД 34.35.516-89 │ │

│ │ │ │работы устройств РЗАИ разработ-│ │ │

│ │ │ │кой мероприятий по повышению их│ │ │

│ │ │ │надежности │ │ │

│ │ │9.7 │Наличие и качество местных │РД 34.35.617-89; │ │

│ │ │ │инструкций для оперативного │РД 34.35.302-90 │ │

│ │ │ │персонала по контролю состояния│ │ │

│ │ │ │и производству переключений в │ │ │

│ │ │ │устройствах РЗАИ │ │ │

│ │ │ │трансформаторов │ │ │

│ │ │9.8 │Своевременность и полнота мет- │РД 34.20.501-95, р. 1.9 │ │

│ │ │ │рологической аттестации средств│ │ │

│ │ │ │измерений на трансформаторах │ │ │

│ │ │9.9 │Состояние эксплуатационной │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │документации по устройствам │р. 1.7, 5.9.10; │ │

│ │ │ │РЗАИ │РД 34.35.302-90, р. 2.7 │ │

│ │ │9.10 │Наличие случаев длительного │ │ │

│ │ │ │вывода из работы основных │ │ │

│ │ │ │защит трансформаторов │ │ │

│10.│Состояние │10.1 │Наличие, полнота и качество │РД 34.20.501-95, р. 1.7 │ │

│ │системы │ │ведения эксплуатационно- │и 1.11; │ │

│ │пожаротуше- │ │технической документации │РД 34.03.301-95 │ │

│ │ния │10.2 │Наличие и качество местных │РД 34.20.501-95, р. 1.7;│ │

│ │трансформа- │ │инструкций по эксплуатации │РД 34.49.501-95 │ │

│ │торов │ │установок автоматического │ │ │

│ │ │ │пожаротушения (УАП) │ │ │

│ │ │10.3 │Наличие и соблюдение графиков │РД 34.20.501-95, р. 1.11│ │

│ │ │ │технического обслуживания и │ │ │

│ │ │ │ремонтов оборудования УАП │ │ │

│ │ │10.4 │Наличие распорядительного │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │документа о назначении лиц, │р. 1.11; │ │

│ │ │ │ответственных за эксплуатацию │РД 34.49.502-96 │ │

│ │ │ │оборудования и автоматики УАП │ │ │

│ │ │10.5 │Наличие и соблюдение графика │РД 34.20.501-95, │ │

│ │ │ │перевода пожарных насосов с │р. 5.2.9; │ │

│ │ │ │основного на резервное │РД 34.03.301-95 │ │

│ │ │ │электропитание с пуском на │ │ │

│ │ │ │закрытые задвижки и записью в │ │ │

│ │ │ │оперативном журнале │ │ │

│ │ │10.6 │Проверка исправности уровнеме- │РД 34.03.301-95 │ │

│ │ │ │ров в пожарных резервуарах с │ │ │

│ │ │ │записью в "Журнале учета техни-│ │ │

│ │ │ │ческого обслуживания и ремонта │ │ │

│ │ │ │УАП" │ │ │

│ │ │10.7 │Наличие резерва оросителей для │РД 34.03.301-95; │ │

│ │ │ │замены поврежденных на │РД 34.49.501-95 │ │

│ │ │ │действующих УАП │ │ │

│ │ │10.8 │Состояние и регулярность │РД 34.03.301-95; │ │

│ │ │ │проверки маслоприемников и │Местная инструкция по │ │

│ │ │ │маслоотводов │ППБ │ │

│ │ │10.9 │Наличие случаев развития │ │ │

│ │ │ │технологических нарушений из-за│ │ │

│ │ │ │неэффективной работы │ │ │

│ │ │ │пожаротушения │ │ │

│ │ │10.10│Соответствие требованиям НТД │РД 34.03.301-95 │ │

│ │ │ │установок и оборудования │ │ │

│ │ │ │неавтоматического пожаротушения│ │ │

│11 │Принятие │11.1 │Наличие в инструкциях указаний │РД 34.20.501-95, │ │

│ │мер, │ │персоналу о нормальных режимах │р. 1.7.9; │ │

│ │исключающих │ │и недопустимых отклонениях. │РД 34.12.102-94, р. 6, │ │

│ │негативное │ │Знание персоналом требований │11 и 12 │ │

│ │воздействие │ │инструкций │ │ │

│ │персонала на│11.2 │Наличие в программах спецподго-│РД 34.12.102-94, р. 11 │ │

│ │состояние │ │товки вопросов аварийных │ │ │

│ │трансформа- │ │режимов трансформаторов и путей│ │ │

│ │торов. │ │их устранения │ │ │

│ │Качество │11.3 │Соответствие квалификации │ │ │

│ │инструкций и│ │ремонтно-эксплуатационного и │ │ │

│ │уровень │ │оперативного персонала уровню │ │ │

│ │подготовки │ │выполняемых работ │ │ │

│ │персонала │11.4 │Наличие и реализация целевых │РД 34.12.102-94, │ │

│ │ │ │планов повышения квалификации │р. 3.1 - 3.5 │ │

│ │ │ │оперативного и ремонтного │ │ │

│ │ │ │персонала │ │ │

│ │ │11.5 │Подготовка приказов с разработ-│ │ │

│ │ │ │кой дисциплинарных, организа- │ │ │

│ │ │ │ционных и технических │ │ │

│ │ │ │мероприятий по каждому случаю │ │ │

│ │ │ │ошибок персонала │ │ │

│ │ │11.6 │Внедрение принципов солидарной │ │ │

│ │ │ │ответственности за нарушение │ │ │

│ │ │ │технологии и качества производ-│ │ │

│ │ │ │ства ремонтных работ и опера- │ │ │

│ │ │ │тивных переключений │ │ │

│ │ │11.7 │Правовая проработка и внедрение│ │ │

│ │ │ │системы материальной ответст- │ │ │

│ │ │ │венности персонала за поврежде-│ │ │

│ │ │ │ние оборудования по их вине │ │ │

│ │ │11.8 │Наличие и эффективность дейст- │РД 34.12.102-94, р. 6; │ │

│ │ │ │вия системы обязательной про- │Л6 - Положение о порядке│ │

│ │ │ │верки знаний персонала, допус- │проверки знаний ... │ │

│ │ │ │тившего ошибку или брак в │ │ │

│ │ │ │работе │ │ │

│ │ │11.9 │Наличие учебных классов, их │РД 34.12.102-94, р. 3.6 │ │

│ │ │ │обеспеченность оргтехникой, │и 3.7. │ │

│ │ │ │тренажерами, технической лите- │ │ │

│ │ │ │ратурой, учебными пособиями и │ │ │

│ │ │ │видеоматериалами по передовым │ │ │

│ │ │ │методам организации и выполне- │ │ │

│ │ │ │ния ремонтов, оперативного │ │ │

│ │ │ │обслуживания и управления │ │ │

│ │ │ │оборудования │ │ │

│ │ │11.10│Личное участие технического │ │ │

│ │ │ │руководителя в проведении и │ │ │

│ │ │ │контроле качества учебных заня-│ │ │

│ │ │ │тий и проверке знаний персонала│ │ │

│12 │Состояние │12.1 │Наличие системы регистрации │РД 34.20.501-95, р. 5.3;│ │

│ │устройств │ │положений и анализа работы │РД 34.20.501-95, р. 1.7 │ │

│ │РПН │ │устройств РПН │ │ │

│ │трансформа- │12.2 │Наличие и качество местных │Инструкция завода- │ │

│ │торов │ │инструкций по эксплуатации │изготов. │ │

│ │ │ │устройств РПН │ │ │

│ │ │12.3 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, │ │

│ │ │ │из-за нарушений в работе │р. 3 и 6 │ │

│ │ │ │устройств РПН │ │ │

│ │ │12.4 │Доля отказов трансформаторов │РД 34.20.801-93, │ │

│ │ │ │из-за нарушений в работе │р. 3 и 6 │ │

│ │ │ │устройств РПН по вине персонала│ │ │

│ │ │12.5 │Своевременность и полнота │СРМ-92, ч. 2, разд. 7.1 │ │

│ │ │ │выполнения требований НТД и РД │и 7.2 │ │

│ │ │ │по повышению надежности │ │ │

│ │ │ │устройств РПН │ │ │

│ │ │12.6 │Контроль и анализ эффективности│РД 34.46.504-90, │ │

│ │ │ │использования устройств РПН для│р. 8.45 - 8.47 │ │

│ │ │ │регулирования напряжения в сети│ │ │

│ │ │12.7 │Наличие и реализация мероприя- │ │ │

│ │ │ │тий по повышению надежности │ │ │

│ │ │ │устройств РПН │ │ │

│ │ │12.8 │Состояние электрической схемы и│РДИ 34-38-058-91; │ │

│ │ │ │автоматики подогрева контакто- │Инструкция завода- │ │

│ │ │ │ров РПН │изготов. │ │

│ │ │12.9 │Проведение периодических │РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │испытаний бака РПН на плотность│р. 6.14 │ │

│ │ │12.10│Регулярность проверки состояния│РД 34.45-51.300-97, │ │

│ │ │ │конструктивных элементов │р. 6.13 │ │

│ │ │ │переключающего устройства РПН │ │ │

└───┴────────────┴─────┴───────────────────────────────┴────────────────────────┴───────┘

Приложение 2

ПЕРЕЧЕНЬ

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1. РД 34.20.801-93. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем. М.: СПО ОРГРЭС, 1993 г.

2. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. 15-изд. Перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

3. ИП N 04-05 от 27.10.95 "О комплексном обследовании силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их маслонаполненных вводов". Департамент эксплуатации энергосистем и электростанций, РАО "ЕЭС России", 1995 г.

4. Приказ РАО "ЕЭС России" от 07.07.1995 N 304 "О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования".

5. ГОСТ 14209-85 "Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки". М.: Госстандарт, 1985 г.

6. РД 34.46.501. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: Энергия, 1978 г.

7. Л1 - "Указатель нормативно-технических и справочно-информационных документов, необходимых для эксплуатации оборудования электрических сетей." Раздел 8. М.: СПО ОРГРЭС, 1998 г.

8. РДПр 34-38-030-92. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. М.: СПО ОРГРЭС, 1992 г.

9. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Изд. 6. М.: ЭНАС 1998 г.

10. Приказ РАО "ЕЭС России" от 01.07.98 N 120 "О мерах по повышению взрывопожаробезопасности энергетических объектов".

11. Л2 - П.М. Сви. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992 г.

12. Л3 - "Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования", раздел 1 - 3. М.: ЗАО "Энергосервис", 1998 г.

13. РД 34.12.102-94. Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства. М.: СПО ОРГРЭС, 1994 г.

14. РД 34.12.201-88. Правила проведения противоаварийных тренировок персонала электростанций и сетей Минэнерго СССР. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

15. РД 34.46.303-98. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: АО ВНИИЭ, 1998 г.

16. РД 34.43.105-89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

17. РД 34.46.302-89. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

18. РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

19. Л4 - В.А. Русов, Спектральная вибродиагностика. Пермь, 1996 г.

20. РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. М.: СПО ОРГРЭС, 1995 г.

21. Л5 - М.Ю. Львов. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов. "Электрические станции", N 6, 1999 г., с. 60 - 63.

22. Циркуляр Ц-06-88(Э) от 27.07.88 "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ".

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

24. Циркуляр Ц-01-98(Э) "Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел".

25. Циркуляр Ц-02-88(Э) от 28.12.87 "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов".

26. Циркуляр Ц-02-92(Э) "О снижении числа опасных воздействий на обмотки трансформаторов 220 - 500 кВ".

27. РД 153-34.3-35.125-99. Руководство по защите электрических сетей 6 - 1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. Санкт-Петербург, ПЭИПЭК, 1999 г.

28. РДИ 34-38-058-91. Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110 - 1150 кВ мощностью 80 МВА и выше. Капитальный ремонт. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.

29. Л5 - Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1987 г. Раздел 4.2. "Силовые трансформаторы".

30. РД 34.35.617-89. Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110 - 750 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

31. РД 34.35.518-91. Инструкция по эксплуатации газовой защиты. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.

32. РД 34.35.516-89. Инструкция по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1990 г.

33. РД 34.35.302-90. Типовая инструкция по организации и производству работ в устройствах РЗ и электроавтоматики электростанций и подстанций. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.

34. РД 34.03.301-95. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. Челябинск, Фирма АТОКСО, 1995 г.

35. РД 34.49.501-95. Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок пожаротушения. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

36. РД 34.49.502-96. Инструкция по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

37. Л6 - Положение о порядке подготовки и проверки знаний нормативных документов по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности руководителей и специалистов энергетики. РАО "ЕЭС России". Утв. 01.10.1999.

38. СРМ-92. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Часть 2, разд. 7.1 и 7.2.