ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТРАНСНЕФТЬ»
(ПАО «ТРАНСНЕФТЬ»)
УТВЕРЖДАЮ
Вице-президент
ПАО «Транснефть»
_____________ П.А. Ревель-Муроз
«___»____________ 2017 г.
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
ЩИТЫ СТАНЦИЙ УПРАВЛЕНИЯ
Типовая программа и методика приемо-сдаточных испытаний
Первый заместитель
генерального директора
ООО «НИИ Транснефть»
Главный энергетик
ПАО «Транснефть»
_____________ Я. М. Фридлянд
_____________ А.Ф. Копысов
«___»____________ 2017 г.
«___»____________ 2017 г.
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ПАО «Транснефть»
Предисловие
1
ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН обществом с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский
институт
трубопроводного
транспорта»
(ООО «НИИ Транснефть»)
2
УТВЕРЖДЕН ПАО «Транснефть»
3
ДАТА ВВЕДЕНИЯ:
4
ВВЕДЕН
низковольтные.
ВЗАМЕН
Типовая
ПМИ-29.130.20-КТН-141-10
программа
и
методика
«Устройства
комплектные
приемо-сдаточных
испытаний»,
утвержденной ОАО «АК «Транснефть» 27.04.2010
5
СРОК ДЕЙСТВИЯ – до замены (отмены)
6
Оригинал документа хранится в службе научно-технического обеспечения и
нормативной
документации
управления
инновационного
развития
и
НИОКР
в
отраслевого
информационного
фонда
ПАО «Транснефть»
7
Документ
входит
состав
ПАО «Транснефть»
8
Аннотация
Документ устанавливает программу и методику приемо-сдаточных испытаний щитов
станций управления, проводимых на площадках изготовителей
9
Подразделение ПАО «Транснефть», ответственное за документ (куратор), –
управление главного энергетика
Информация о статусе документа, о наличии изменений к настоящему документу, а также
тексты изменений могут быть получены в отраслевом информационном фонде
ПАО «Транснефть»
________________________________________________________________________________
Права на настоящий документ принадлежат ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или
частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть».
® © ПАО «Транснефть», 2017 г.
II
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Содержание
1
Область применения ................................................................................................................... 1
2
Нормативные ссылки .................................................................................................................. 1
3
Термины и определения ............................................................................................................. 2
4
Обозначения и сокращения........................................................................................................ 3
5
Общие положения ....................................................................................................................... 5
5.1
Объект и цель испытаний .............................................................................................. 5
5.2
Виды и последовательность испытаний ...................................................................... 5
5.3
Условия предъявления изделия на испытания ............................................................ 6
5.4
Порядок взаимодействия поставщика с представителем заказчика и
другими организациями, участвующими в испытаниях ............................................ 8
6
Общие требования к условиям проведения испытаний .......................................................... 9
6.1
Требования к месту и условиям проведения испытаний ........................................... 9
6.2
Требования к средствам проведения испытаний ...................................................... 10
6.3
Требования к подготовке изделия к испытаниям ..................................................... 10
6.4
Требования к порядку работы по завершении испытаний ....................................... 10
6.5
Требования к персоналу, осуществляющему подготовку и проведение
испытаний ..................................................................................................................... 11
7
8
Требования безопасности......................................................................................................... 11
7.1
Требования безопасности при подготовке изделия к испытаниям ......................... 11
7.2
Требования безопасности при проведении испытаний ............................................ 12
7.3
Требования безопасности после проведении испытания ......................................... 13
Определяемые показатели и точность их измерения ............................................................ 13
8.1
Показатели соответствия предъявляемого оборудования ........................................ 13
8.2
Перечень оборудования для проведения испытаний ................................................ 19
8.3
Допускаемая погрешность измерений ....................................................................... 21
8.4
Методика обработки результатов испытаний ........................................................... 21
8.5
Правила регулировки и настройки в процессе подготовки и при
проведении испытаний ................................................................................................ 22
9
Методы испытаний и измерений............................................................................................. 22
9.1
Проверка наличия технической документации и сопроводительных
документов .................................................................................................................... 22
III
ПАО «Транснефть»
9.2
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Внешний осмотр, проверка комплектности, проверка габаритных,
установочных, присоединительных размеров и монтажа ........................................ 22
9.3
Проверка уровня освещенности отсеков ЩСУ ......................................................... 23
9.4
Проверка соответствия ЩСУ проектным схемам..................................................... 23
9.5
Проверка непрерывности цепи защитного заземления ............................................ 23
9.6
Проверка воздушных зазоров и расстояний путей утечки между
токоведущими частями ................................................................................................ 23
9.7
Измерение сопротивления изоляции главных, вспомогательных цепей ................ 24
9.8
Испытание электрической прочности изоляции напряжением
промышленной частоты ............................................................................................... 25
9.9
Испытание электрической прочности изоляции импульсным
напряжением главных и вспомогательных цепей ..................................................... 27
9.10 Проверка устройств защиты от импульсных перенапряжений ............................... 28
9.11 Испытание трансформаторов тока ............................................................................. 28
9.12 Проверка механического срабатывания силовых коммутационных
аппаратов ....................................................................................................................... 30
9.13 Проверка механических блокировок выкатных элементов ..................................... 30
9.14 Проверка работоспособности защит, устройств управления, и
сигнализации................................................................................................................. 31
9.15 Проверка комплекта ЗИП ............................................................................................ 39
10 Схемы испытаний (измерений) ............................................................................................... 39
11 Отчетность ................................................................................................................................. 39
Приложение А (обязательное) Технические требования к БК/БМЗ, поставляемым
совместно с ЩСУ и методика приемо-сдаточных испытаний ........................... 42
Приложение Б (рекомендуемое) Схемы испытаний и измерений ............................................. 50
Приложение В (справочное) Измерение расстояний утечки и воздушных зазоров ....................... 53
Приложение Г (рекомендуемое) Форма протокола проверки уровня освещенности
отсеков ЩСУ ...................................................................................................................... 57
Приложение Д (рекомендуемое) Форма протокола проверки воздушных зазоров и
расстояний путей утечки между токоведущими частями .......................................... 58
Приложение Е (рекомендуемое) Форма протокола проверки непрерывности цепи
защитного заземления ....................................................................................................... 59
IV
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Ж (рекомендуемое) Форма протокола измерения сопротивления
изоляции главных и вспомогательных цепей .............................................................. 60
Приложение И (рекомендуемое) Форма протокола проверки электрической
прочности изоляции главных и вспомогательных цепей .......................................... 61
Приложение К (рекомендуемое) Форма протокола проверки УЗИП ................................................ 62
Приложение Л (рекомендуемое) Форма протокола испытаний трансформаторов тока ................ 63
Приложение М (рекомендуемое) Форма протокола проверки механического
срабатывания силовых коммутационных аппаратов................................................... 64
Приложение Н (рекомендуемое) Форма протокола проверки механических
блокировок выкатных элементов .................................................................................... 65
Приложение П (рекомендуемое) Форма протокола проверки работоспособности
защит устройств управления, сигнализации и защиты ............................................... 66
Приложение Р (обязательное) Форма протокола приемо-сдаточных испытаний ........................... 68
Приложение С (обязательное) Форма акта приемо-сдаточных испытаний ..................................... 69
Библиография............................................................................................................................................... 70
V
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
1 Область применения
1.1
Настоящий документ устанавливает программу и методику приемо-сдаточных
испытаний щитов станций управления, проводимых на площадках изготовителей.
1.2
Настоящий документ предназначен для применения ПАО «Транснефть»,
организациями системы «Транснефть», а также организациями, эксплуатирующими
магистральные трубопроводы, поставщиками и изготовителями щитов станций управления
при проведении приемо-сдаточных испытаний щитов станций управления на площадках
изготовителей.
2 Нормативные ссылки
В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие
документы:
ГОСТ
2.102-2013
Единая система конструкторской
документации. Виды и
комплектность конструкторских документов
ГОСТ 2.610-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные
документы
ГОСТ 8.401-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Классы
точности средств измерений. Общие требования
ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 859-2014 Медь. Марки
ГОСТ 3345-76 Кабели, провода и шнуры. Метод определения электрического
сопротивления изоляции
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для
различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и
транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и
контроль качества продукции. Основные термины и определения
ГОСТ 25706-83 Лупы. Типы, основные параметры. Общие технические требования
ГОСТ Р 8.568-97 Государственная система обеспечения единства измерений.
Аттестация испытательного оборудования. Основные положения
ГОСТ Р 50030.1-2007 (МЭК 60947-1:2004) Аппаратура распределения и управления
низковольтная. Часть 1. Общие требования
1
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ГОСТ Р 51321.1-2007 (МЭК 60439-1:2004) Устройства комплектные низковольтные
распределения и управления. Часть 1. Устройства, испытанные полностью или частично.
Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51992-2011 (МЭК 61643-1:2005) Устройства защиты от импульсных
перенапряжений
низковольтные.
Часть
1.
Устройства
защиты
от
импульсных
перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах. Технические
требования и методы испытаний
ПОТ РМ-008-99 Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации
промышленного транспорта (напольный безрельсовый колесный транспорт)
Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТЭЭ)
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издания шестое и седьмое
СО 153-34.03.603-2003 Инструкция по применению и испытанию средств защиты,
используемых в электроустановках
ОТТ-25.220.01-КТН-097-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и
нефтепродуктов.
Антикоррозионные
покрытия
для
защиты
наружной
поверхности
резервуаров, надземных трубопроводов, конструкций и оборудования. Общие технические
требования
ОТТ-29.020.00-КТН-076-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и
нефтепродуктов. Щиты станций управления. Общие технические требования
ОР-03.120.20-КТН-111-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и
нефтепродуктов. Отраслевая система оценки соответствия продукции, применяемой
ПАО «Транснефть». Реестр основных видов продукции. Порядок формирования и ведения
ASTM D 3359:09 Standard Test Methods for Measuring Adhesion by Tape Test
(Стандартный метод определения адгезии липкой лентой)
П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим документом целесообразно проверить действие
ссылочных документов в соответствии с действующим «Перечнем законодательных актов и основных
нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного
транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании
настоящим нормативным документом следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом.
Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в
части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими
определениями:
2
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
3.1 заказчик: Организация системы «Транснефть», имеющая необходимость в
закупке продукции.
3.2 максимальное длительное рабочее напряжение: Максимальное напряжение
действующего значения переменного или постоянного тока, которое длительно подается на
выводы устройства защиты от импульсных перенапряжений (по ГОСТ Р 51992).
3.3 организации
системы
«Транснефть»:
Организации,
доля
участия
ПАО «Транснефть» (прямая и/или косвенная) в уставных капиталах которых составляет
более 20 %.
3.4 поставщик: Субъект, который поставляет продукцию или предоставляет услуги,
связанные с ней.
3.5 приемо-сдаточные испытания: Контрольные испытания продукции при
приемочном контроле (по ГОСТ 16504).
3.6 пробой: Явление, связанное с повреждением изоляции под действием
электрического напряжения, при котором пробой полностью перекрывает испытуемый
участок
изоляции,
уменьшая
напряжение
между
электродами
до
нуля
(по ГОСТ IEC 61439-1 [1]).
3.7 Реестр ОВП:
Перечень
продукции,
прошедшей
оценку
соответствия
нормативно-технической базе ПАО «Транснефть», систематизированный по основным
видам продукции согласно Перечню основных видов продукции и согласованный с
ПАО «Транснефть»
для
применения
при
комплектации
объектов
магистрального
трубопровода (по ОР-03.120.20-КТН-111-17).
3.8 уровень напряжения защиты: Параметр, характеризующий устройства защиты
от импульсных перенапряжений в части ограничения напряжения на его выводах, величина
которого выбрана из числа предпочтительных значений (по ГОСТ Р 51992).
4 Обозначения и сокращения
В настоящем документе применены следующие сокращения:
АВ – автоматический выключатель;
АВР – автоматическое включение резерва;
АКП – антикоррозионное покрытие;
БК – блок-контейнер;
БМЗ – блочно-модульное здание;
ВНР – восстановление нормального режима;
3
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ВВ1 – автоматический выключатель ввода 1 щита станций управления;
ВВ2 – автоматический выключатель ввода 2 щита станций управления;
ГПМ – грузоподъемный механизм;
ДЭС – дизельная электростанция;
ЗИП – запасные части, инструменты и принадлежности;
КА – коммутационный аппарат;
КД – конструкторская документация;
ЛАТР1 – лабораторный автотрансформатор, подключенный к вводу 1 щита станций
управления;
ЛАТР2 – лабораторный автотрансформатор, подключенный к вводу 2 щита станций
управления;
ЛАТР3 – лабораторный автотрансформатор, подключенный к автоматическому
выключателю дизельной электростанции;
ЛКП – лакокрасочное покрытие;
НД – нормативный документ;
ОЛ – опросный лист;
ОСТ – организация системы «Транснефть»;
ПМ – пускатель магнитный;
ПМИ – программа и методика испытаний;
ПСИ – приемо-сдаточные испытания;
Ростехнадзор – Федеральная служба по экологическому, технологическому и
атомному надзору;
Реестр ОВП – Реестр основных видов продукции, применяемой ПАО «Транснефть»;
РЭ – руководство по эксплуатации;
СВ – секционный выключатель;
СИ – средство измерения;
ТД – техническая документация;
ТУ – технические условия;
УЗИП – устройство для защиты от импульсных перенапряжений;
ЩСУ – щит станций управления;
ЭД – эксплуатационная документация;
Uисп – испытательное напряжение, В;
Uном – номинальное напряжение главных цепей щитов станций управления, В;
4
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Uотп – напряжение притяжения пускателей, В;
Uпрт – напряжение притяжения пускателей, В;
Uр – уровень напряжения защиты устройств защиты от импульсных перенапряжений;
Uс – максимальное длительное рабочее напряжение устройств защиты от импульсных
перенапряжений, В;
Ui – номинальное напряжение изоляции, В;
Uimp – номинальное импульсное выдерживаемое напряжение, В.
5 Общие положения
5.1 Объект и цель испытаний
5.1.1 ПСИ ЩСУ проводят с целью контроля соответствия показателей значениям,
приведенным в ОТТ-29.020.00-КТН-076-15 и других НД, и определения возможности
включения или продления нахождения ЩСУ в Реестр(е) ОВП в порядке, установленном в
ОР-03.120.20-КТН-111-17, и/или подтверждение качества ЩСУ перед поставкой на объекты
заказчика.
5.1.2 При необходимости комплектной поставки ЩСУ и БК/БМЗ должны быть
выполнены требования, установленные в приложении А.
5.2 Виды и последовательность испытаний
5.2.1 Проверка ЩСУ на соответствие требованиям ОТТ-29.020.00-КТН-076-15
осуществляется в следующей последовательности:
а) проверка наличия ТД и сопроводительных документов;
б) внешний осмотр, проверка комплектности, проверка габаритных, установочных,
присоединительных размеров и монтажа;
в) проверка уровня освещенности отсеков ЩСУ;
г)
проверка соответствия ЩСУ проектным схемам;
д) проверка непрерывности цепи защитного заземления;
е) проверка воздушных зазоров и расстояний путей утечки между токоведущими
частями;
ж) измерение сопротивления изоляции главных и вспомогательных цепей;
и) испытание электрической прочности изоляции напряжением промышленной
частоты главных и вспомогательных цепей;
к) испытание электрической прочности изоляции импульсным напряжением
главных и вспомогательных цепей;
5
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
л) проверка УЗИП;
м) испытание трансформаторов тока1);
н) проверка механического срабатывания силовых КА;
п) проверка механических блокировок выкатных элементов (при наличии);
р) проверка работоспособности устройств защиты, управления, сигнализации
с) проверка комплекта ЗИП.
5.2.2 Проверка оборудования БК/БМЗ, при поставке в комплекте с ЩСУ,
осуществляется в соответствии с приложением А (А.3).
5.2.3 Указанная последовательность может быть изменена по согласованию с
заказчиком.
5.3 Условия предъявления на испытания
5.3.1 ПСИ проводятся на площадке изготовителя до отгрузки и поставки ЩСУ на
объект заказчика.
5.3.2 ЩСУ предъявляется на ПСИ в собранном виде, после завершения наладочных
работ, апробации функций защиты, автоматики и сигнализации.
5.3.3 При поставке ЩСУ в комплекте с БК/БМЗ на ПСИ предъявляются ЩСУ,
смонтированные внутри БК/БМЗ.
5.3.4 ЩСУ, предъявляемые на ПСИ, проводимые изготовителем с целью включения
или продления нахождения ЩСУ в Реестр(е) ОВП, должны иметь следующую минимальную
комплектность:
а) две секции шин;
б) один вводной выключатель на каждую секцию шин;
в) не менее одной панели отходящих присоединений на каждую секцию шин;
г)
СВ с функциями АВР/ВНР;
д) АВ ДЭС для подачи напряжения на секции шин от ДЭС.
5.3.5 Комплектность ЩСУ, предъявляемого на ПСИ, проводимые для поставки на
объект заказчика, определяется ОЛ, ведомостью комплектации, заказной спецификацией.
5.3.6 Комплектность БК/БМЗ, предъявляемого на ПСИ при поставке в комплекте с
ЩСУ, – в соответствии с приложением А (А.1).
5.3.7 Вместе с ЩСУ на ПСИ предъявляют следующие документы:
По согласованию с заказчиком допускается не проводить испытания, при наличии протоколов
входного контроля, подтверждающих паспортные характеристики трансформаторов тока.
1)
6
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
а) комплект КД, оформленный в соответствии с Единой системой конструкторской
документации (ЕСКД):
- сборочный чертеж;
- чертеж общего вида;
- габаритный чертеж;
- электромонтажные чертежи (по требованию заказчика);
- монтажный чертеж (по требованию заказчика);
- схемы электрические принципиальные;
- спецификации изделий;
- ведомость спецификаций;
- ведомость покупных изделий;
- технические условия;
- ПМИ;
б) ЭД, оформленные в соответствии с ГОСТ 2.610:
- паспорта на ЩСУ и комплектующие изделия;
- РЭ на ЩСУ и комплектующие изделия;
- инструкция по монтажу;
- ведомость ЗИП;
в) разрешительная документация:
- сертификат/декларация на соответствие требованиям ТР/ТС 004/2011 [2];
- сертификат/декларация на соответствие требованиям ТР/ТС 020/2011 [3];
г)
документация,
подтверждающая
метрологические
характеристики
СИ,
применяемых в составе ЩСУ:
- свидетельства об утверждении типа СИ;
- действующие свидетельства о поверке СИ, со сроком действия не менее
половины межповерочного интервала;
- протоколы поверки СИ (при наличии требований в методике поверки);
- методики поверки СИ;
- прочая документация:
- ОЛ на ЩСУ (в соответствии с 5.3.5);
- протоколы внутренних (заводских) испытаний в объеме ПСИ;
- журнал входного контроля комплектующих изделий.
5.3.8 Если ЩСУ включен в Реестре ОВП, то должны быть представлены:
7
ПАО «Транснефть»
-
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
копии акта и протоколов ПСИ, оформленных на этапе включения в Реестр ОВП
при участии комиссии ПАО «Транснефть»;
-
выписка из Реестра ОВП.
5.3.9 При наличии информации об отказах (браке) ЩСУ в базе данных оценки
качества ОВП, по требованию Заказчика должны быть представлены:
-
акты расследования отказов (брака);
-
переписка со сторонними организациями по теме отказа (брака) ЩСУ;
-
информация о мерах, принятых изготовителем по результатам расследования
отказов (брака).
5.3.10 КД, ЭД, предъявляемая изготовителем, должна соответствовать требованиям
НД на их разработку и предъявленному изделию.
5.3.11 Перечень документов, предъявляемый на ПСИ вместе с БК/БМЗ при поставке в
комплекте с ЩСУ, – в соответствии с приложением А (А.2).
5.4 Порядок взаимодействия поставщика с представителем
заказчика и другими организациями, участвующими в испытаниях
5.4.1 ПСИ проводятся на
основании
приказа изготовителя
в присутствии
представителей заказчика. Приказом определяются лица, ответственные за организацию и
проведение испытаний из числа представителей изготовителя.
5.4.2 Взаимодействие поставщика с комиссией ПАО «Транснефть» и другими
организациями,
участвующими
в
испытаниях,
осуществляется
в
соответствии
с
ОР-03.120.20-КТН-111-17.
5.4.3 Состав комиссии ПАО «Транснефть» при включении или продлении
нахождения ЩСУ в Реестр(е) ОВП формируется в соответствии с ОР-03.120.20-КТН-111-17
(раздел 9).
5.4.4 При проведении ПСИ для подтверждения качества ЩСУ перед поставкой на
объект, заказчик должен получить от поставщика оповещение о готовности к проведению
ПСИ не менее чем за 7 рабочих дней до планируемой даты начала испытаний.
5.4.5 Оповещение
должно
содержать
номенклатуру
(номер
спецификации),
количество ЩСУ, а также принадлежность к объекту, дату, место проведения ПСИ и
контактное лицо от изготовителя.
5.4.6 Заказчик не позднее чем за 3 рабочих дня до начала проведения ПСИ должен
уведомить поставщика о направлении ответственного представителя/представителей на
площадку изготовителю для участия в ПСИ.
8
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
5.4.7 Уведомление должно содержать следующую информацию:
-
должность ответственного представителя заказчика;
-
фамилию имя и отчество (при наличии) представителя заказчика;
-
дату и время прибытия представителя заказчика на площадку изготовителя.
5.4.8 До начала ПСИ с целью определения возможности включения или продления
нахождения ЩСУ в Реестр(е) ОВП представитель комиссии ПАО «Транснефть» от
ООО «НИИ Транснефть» должен запросить в соответствующем структурном подразделении
ООО «НИИ Транснефть» сведения из базы данных оценки качества ОВП об отказах (браке)
ЩСУ изготовителя, продукция которого предъявляется на ПСИ.
5.4.9 До начала ПСИ перед поставкой на объект ОСТ ответственное лицо от ОСТ
должно запросить в ООО «НИИ Транснефть» сведения из базы данных оценки качества ОВП
об отказах (браке) ЩСУ изготовителя, продукция которого предъявляется на ПСИ.
6 Общие требования к условиям проведения испытаний
6.1 Требования к месту и условиям проведения испытаний
6.1.1 ПСИ должны проводиться в непыльном закрытом отапливаемом помещении.
Помещение
должно
быть
оборудовано
ГПМ,
грузоподъемность
которых
должна
обеспечивать разгрузку/погрузку и перемещения ЩСУ.
6.1.2 В
помещении
должна
быть
обеспечена
возможность
подключения
испытательных установок к трехфазной сети напряжением 380/220 В.
6.1.3 Мощность питающей сети должна быть достаточной для обеспечения работы
испытательных установок.
6.1.4 Помещения должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения
в соответствии с Правилами [4].
6.1.5 Рабочее место членов комиссии ПАО «Транснефть» должно быть организовано
(столы, стулья, телефонная связь, ноутбук и т. п.) в непосредственной близости от места
проведения испытаний и обеспечивать возможность непосредственного контроля, удобство
оформления записей и возможность ведения оперативных переговоров. Для членов комиссии
должен быть организован доступ к сети интернет.
6.1.6 ПСИ должны проводиться при следующих климатических условиях:
-
температура окружающего воздуха – от 20 °С до 25 °С;
-
относительная влажность воздуха – от 45 % до 80 %;
-
атмосферное давление – от 84,0 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.).
9
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
6.1.7 Освещенность на месте проведения испытаний – не менее 200 лк.
6.2 Требования к средствам проведения испытаний
6.2.1 ПСИ должны проводиться лабораторией изготовителя или подрядной
организации в присутствии представителя заказчика. Лаборатория, проводящая испытания,
должна быть зарегистрирована в Ростехнадзоре в порядке, установленном в Инструкции [5].
6.2.2 Испытательные
установки,
измерительные
приборы
и
инструменты,
используемые при испытаниях ЩСУ, должны быть исправными, соответствовать
требованиям безопасности, быть поверенными в установленном порядке, соответствовать
требованиям 8.2.
6.2.3 Все СИ должны быть утвержденных типов, сведения о которых внесены в
Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и иметь:
-
свидетельства об утверждении типа СИ;
-
методики поверки СИ, указанные в описании типа СИ;
-
действующие свидетельства о поверке;
-
знаки поверки, нанесенные на СИ и/или в паспорт (формуляр), в соответствии с
методикой поверки конкретного типа СИ;
-
протоколы поверки СИ (при наличии требований в методике поверки).
6.2.4 Испытательные стенды должны быть аттестованы в порядке, установленным
ГОСТ Р 8.568.
6.3 Требования к подготовке к испытаниям
6.3.1 До начала ПСИ составные части ЩСУ должны быть установлены на месте
проведения испытаний на ровную твердую поверхность и соединены в соответствии с КД.
Отклонение по вертикали ЩСУ не должно превышать 5°.
6.3.2 Установка ЩСУ на площадке испытаний должна обеспечивать доступ к
аппаратуре, возможность беспрепятственного открытия дверей шкафов и снятия задних
стенок.
6.3.3 До начала ПСИ должна быть собрана и проверена испытательная схема ЩСУ,
а также проверена работоспособность испытательных установок.
6.4 Требования к порядку работы по завершении испытаний
6.4.1
По окончании испытаний должны быть отключены все испытательные
установки, демонтированы все вспомогательные цепи и приспособления, установлены на
10
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
штатное место все снятые на время испытаний элементы ЩСУ, закреплены все подвижные
элементы ЩСУ для транспортировки в соответствии с КД.
6.4.2 После успешного завершения ПСИ составные части ЩСУ должны быть
законсервированы и упакованы в соответствии с разделом ТУ «Упаковка». Также должна
быть проверена транспортная маркировка ЩСУ на соответствие разделу ТУ «Маркировка».
6.4.3 При отрицательных результатах ПСИ ЩСУ остается на площадке изготовителя
для выявления причин возникновения дефектов, проведения мероприятий по их устранению,
а также для определения возможности исправления брака и предъявления ЩСУ на
повторные ПСИ.
6.5 Требования к персоналу,
и проведение испытаний
осуществляющему
6.5.1 К
ПСИ
подготовке
и
проведению
допускается
подготовку
профессионально
подготовленный электротехнический персонал, удовлетворяющий следующим требованиям:
-
наличие квалификационной группы по электробезопасности не ниже III до и
выше 1000 В для членов бригады и не ниже IV – для производителя (руководителя) работ (в
соответствии с ПОТЭЭ);
-
наличие удостоверения по проверке знаний требований по охране труда;
-
производитель (руководитель) работ и не менее одного члена бригады должны
иметь отметку в удостоверении на право проведения высоковольтных испытаний;
-
один из членов бригады должен быть аттестован на право проведения работ с
ГПМ и иметь удостоверение стропальщика.
6.5.2 Изготовитель должен назначить приказом лиц, ответственных за содержание
подъемного сооружения в работоспособном состоянии и безопасное производство работ.
7 Требования безопасности
7.1 Требования безопасности при подготовке изделия к испытаниям
7.1.1 Подготовка рабочего места должна осуществляться в соответствии с ПОТЭЭ.
7.1.2 Доставка, разгрузка и установка ЩСУ на площадке испытаний должны
проводиться в соответствии с ПОТ РМ-008-99 и Правилами [6].
7.1.3 До проведения ПСИ с представителями заказчика должен быть проведен
инструктаж по охране труда и пожарной безопасности в соответствующем структурном
подразделении изготовителя.
11
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
7.1.4 Персонал, принимающий участие в ПСИ, должен быть ознакомлен с ПМИ на
ЩСУ.
7.1.5 Перед началом ПСИ корпус испытательной установки должен быть подключен
к защитному заземлению проводником из гибкого медного провода сечением не менее
10 мм2. Присоединение испытательной установки к сети должно выполняться через
коммутационный аппарат или через штепсельную вилку, расположенные на месте
управления установкой.
7.1.6 Перед началом проведения ПСИ должно быть выполнено защитное и рабочее
заземление испытуемой продукции.
7.1.7 Средства защиты, применяемые при испытаниях, должны соответствовать
требованиям
СО 153-34.03.603-2003.
Использование
неисправных,
просроченных,
неиспытанных защитных средств запрещается.
7.1.8 Проведение погрузочно-разгрузочных работ с применением подъемных
сооружений и строповка грузов должна осуществляться в соответствии с требованиями
Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности [7].
7.2 Требования безопасности при проведении испытаний
7.2.1 При проведении испытаний должны выполняться требования ПОТЭЭ.
7.2.2 Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на
отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путем предварительного их
заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения
мегаомметра. Соединительные провода следует присоединять к испытываемым цепям с
помощью изолирующих держателей (штанг). Во время проведения измерения прикасаться к
токоведущим частям не разрешается.
7.2.3 Перед подачей испытательного напряжения необходимо:
-
проверить правильность сборки схемы и надежность рабочих и защитных
заземлений;
- проверить все ли члены бригады находятся на местах, удалены ли посторонние
лица и можно ли подавать испытательное напряжение на ЩСУ;
- предупредить членов бригады о подаче напряжения словами «Подаю напряжение»
и, убедившись что предупреждение услышано всеми членами бригады, снять заземление с
вывода испытательной установки и подать на нее напряжение 380/220 В.
12
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
7.2.4 С момента снятия заземления с вывода испытательной установки, установка,
испытываемая продукция и соединительные провода считаются находящимися под
напряжением.
7.2.5 Не допускается с момента подачи напряжения на вывод испытательной
установки находиться на испытываемом оборудовании, а также прикасаться к корпусу
испытательной установки.
7.2.6 При проведении ПСИ, связанных с подачей напряжения на ЩСУ, персонал,
непосредственно
выполняющий
испытания,
должен
пользоваться
инструментом
с
изолирующими рукоятками, диэлектрическими перчатками, диэлектрическими коврами.
7.3 Требования безопасности после проведении испытания
7.3.1
После окончания измерения сопротивления изоляции цепей, аппаратов ЩСУ
мегаомметром следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их
кратковременного заземления.
7.3.2 После окончания высоковольтных испытаний необходимо снизить напряжение
испытательной установки до 0 В, отключить ее от сети, заземлить вывод установки и
сообщить об этом бригаде словами «Напряжение снято». Только после этого допускается
отсоединять провода от испытательной установки и снимать ограждения.
8 Определяемые показатели и точность их измерения
8.1 Показатели соответствия предъявляемой продукции
8.1.1 Показатели соответствия ЩСУ требованиям ОТТ-29.020.00-КТН-076-15, а
также требованиям, приведенным в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Показатели соответствия ЩСУ
№
п/п
1
Наименование
Значения/характеристики показателя
показателя
2
3
Технические и
1 сопроводительные
Наличие документов в соответствии с 5.3.7 – 5.3.9, 5.3.11
документы
Внешний осмотр, проверка комплектности, проверка габаритных, установочных,
2
присоединительных размеров и монтажа
Установочные
Установочные размеры должны соответствовать КД, а также ОЛ
2.1
размеры
(при наличии)
2.2 Применяемые материалы и комплектующие изделия
Толщина метала
2.2.1
Не менее 1,5 мм
стенок шкафа
13
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 1
№
п/п
1
Наименование
показателя
2
2.2.2 Материал шин
2.2.3
Трансформаторы
тока
Значения/характеристики показателя
3
Марка меди – не ниже М1 по ГОСТ 859.
Химический состав меди должен подтверждаться сертификатом
качества
Класс точности трансформаторов тока – 0,5S
Технические требования:
- класс УЗИП – I+ II класс (по ГОСТ IEC 61643-11 [8]) на каждой
секции шин;
- максимальный
импульсный
ток
не
менее
100 кА, импульс 10/350 мкс;
- максимальный ток ожидаемого короткого замыкания не менее
номинального ударного тока главных цепей ЩСУ;
Требования
2.2.4
- Uр не более 4 кВ.
к УЗИП
Конструктивные требования:
- в
составе
УЗИП
должны
быть
индикаторы
работоспособности/неисправности и встроенные предохранители;
- УЗИП должны состоять из базового блока и вставных
защитных модулей;
УЗИП должны обеспечивать возможность быстрой замены
вставных защитных модулей
Для шкафов с односторонним обслуживанием, мм, не более:
- ширина – 600/800/1000/1200;
- глубина – 400/500/600/800;
Габаритные
- высота – 2200.
2.3
размеры
Для шкафов с двухсторонним обслуживанием, мм, не более:
- ширина – 600/800;
- глубина – 400/500/600/800;
- высота – 2200
При включении или продлении нахождения в Реестр(е) ОВП
комплектность ЩСУ должна быть не менее, приведенной в 5.3.4.
2.4 Комплектность
При поставке на объект заказчика комплектность ЩСУ должна
соответствовать ОЛ
Световая
Применение светодиодов для индикации состояния/положения
2.5
сигнализация
КА
Наличие не менее двух ступеней регулирования обогрева
2.6 Система обогрева шкафов ЩСУ, устанавливаемых в помещениях без искусственно
регулируемых климатических условий.
Освещение должно выполняться с применением светодиодных
ламп.
Напряжение питания ламп – не более 50 В.
Система
Светильник должен крепиться к верхней внутренней стенке
2.7 освещения
ЩСУ.
В ЩСУ должны быть предусмотрены ручные выключатели
освещения в месте, доступном для осуществления операций
включения/отключения
14
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 1
№ Наименование
п/п
показателя
1
2
2.8
Качество
ЛКП
2.9
Маркировка
Проверка
монтажа
2.10 оборудования
в составе
ЩСУ
Значения/характеристики показателя
3
ЛКП не должно иметь внешних повреждений (недокрасы, царапины,
сдиры, сколы и т. п.). Цвет серый RAL 7035 по цветовому регистру
стандартных образцов RAL [9]. Толщина ЛКП – не менее 50 мкм.
Соответствие класса покрытий должно подтверждаться заводскими
протоколами.
Для ЩСУ, предназначенных для поставки на объекты,
расположенные на расстоянии до 10 км от морского побережья,
должно быть предусмотрено нанесение антикоррозионного покрытия
АКП С5-М (II) по ОТТ-25.220.01-КТН-097-16.
Класс ЛКП поверхностей защитных оболочек ЩСУ в соответствии с
ГОСТ 9.032:
- наружных – IV класс;
- остальных – VI класс.
Соответствие класса покрытий должно подтверждаться заводскими
протоколами
На лицевой и обратной стороне панелей ЩСУ, в которых выполнено
секционирование шин, красной краской должна быть нанесена
вертикальная полоса.
Маркировка шкафов должна выполняться шрифтом не менее 40 мм.
Маркировка проводников главных и вспомогательных цепей должна
соответствовать требованиям ПУЭ. Маркировка клеммных рядов
должна соответствовать маркировке проводников главных и
вспомогательных цепей.
Маркировочные надписи КА должны располагаться на свободном от
проводников и доступном для обозрения месте. Не допускается
маркировка на крышках, кожухах и других съемных элементах КА
Вводные панели должны быть установлены в отдельных шкафах по
краям секций шин.
Вводные панели должны иметь релейный и приборный контроль
напряжения до вводов и на секциях шин.
Секционная панель в середине между секциями шин.
Для ЩСУ с вводными АВ с номинальным током не более 100 А
вводные и секционная панели должны быть расположены в одном
шкафу.
К одному контактному зажиму должен подсоединяться только один
проводник. Допускается к одному зажиму подсоединять два
проводника только в том случае, если контактные зажимы для этого
предназначены.
Дно шкафов ЩСУ должно быть закрыто съемными панелями с
герметичными устройствами ввода кабелей.
Вводные панели должны быть установлены в отдельных шкафах по
краям секций шин.
Вводные панели должны иметь релейный и приборный контроль
напряжения до вводов и на секциях шин
15
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 1
№
п/п
1
Наименование
показателя
2
Проверка
монтажа
2.10
оборудования в
составе ЩСУ
3
4
Уровень
освещенности
отсеков ЩСУ
Электрическая
схема ЩСУ
Значения/характеристики показателя
3
Секционная панель в середине между секциями шин.
Для ЩСУ с вводными АВ с номинальным током не более 100 А
вводные и секционная панели должны быть расположены в одном
шкафу.
К одному контактному зажиму должен подсоединяться только
один проводник. Допускается к одному зажиму подсоединять два
проводника только в том случае, если контактные зажимы для
этого предназначены.
Дно шкафов ЩСУ должно быть закрыто съемными панелями с
герметичными устройствами ввода кабелей.
Шкафы ЩСУ должны иметь фиксацию дверей в крайних
положениях.
Расположение осевой линии элементов управления и
показывающих приборов должно быть от 200 до 2000 мм от
уровня пола.
Расположение осевой линии элементов управления аварийного
отключения должно быть от 800 до 1600 мм от уровня поля.
Навесное оборудование, блоки контроля и управления на дверях
шкафов ЩСУ не должны выступать за габариты шкафов ЩСУ
более чем на 20 мм.
Клеммные ряды силовых кабелей должны располагаться в
нижней части шкафов ЩСУ на расстоянии не ниже 400 мм от
уровня пола.
Клеммы главных цепей должны быть рассчитаны на
подключение кабелей с сечением жил до 185 мм².
Клеммы главных цепей должны быть выполнены с
возможностью монтажа жил кабеля сечением до 35 мм² – под
винт, сечением от 50 до 185 мм² – под болт.
Клеммы вторичных цепей должны быть рассчитаны на
подключение кабелей с сечением жил от 0,4 до 2,5 мм² с
возможностью монтажа жил кабеля под пружинный механизм.
Клеммная колодка должна быть способна выдерживать в течение
1 с номинальный кратковременно выдерживаемый ток, который
соответствует 120 А на 1 мм2 ее номинального поперечного
сечения, что должно подтверждаться протоколом испытаний.
Шина защитного заземления должна располагаться в нижней
части шкафа на расстоянии не более 200 мм от уровня пола
Не менее 200 лк
Соответствие КД
16
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 1
№
п/п
1
Наименование
Значения/характеристики показателя
показателя
2
3
Сопротивления между
заземляющим болтом и
каждой
доступной
5
Не более 0,1 Ом
прикосновению
металлической
нетоковедущей частью
6
Воздушные зазоры и расстояния путей утечки между токоведущими частями
В зависимости от Uimp цепи ЩСУ не менее:
- для 1,5 кВ – 0,5 мм;
Минимальные
- для 2,5 кВ – 1,5 мм;
6.1 размеры
воздушных
- для 4 кВ – 3 мм;
зазоров
- для 6 кВ – 5,5 мм;
- для 8 кВ – 8 мм
Расстояния
путей
6.2 утечки
между
Не менее 6,3 мм
токоведущими частями
Сопротивление
Сопротивление изоляции главных цепей – не менее
изоляции
главных
1 МОм.
7 цепей
и
Сопротивление изоляции вспомогательных цепей – не
вспомогательных
менее 1 МОм
цепей
Отсутствие пробоя при приложении в течение 1 мин
испытательного напряжения, уровень которого определяется
Электрическая
в зависимости от Ui (межфазного):
8
прочность изоляции
- для Ui до 60 В – 1000 В;
- для Ui от 60 до 300 В – 2000 В;
- для Ui от 300 до 690 В – 2500 В
Отсутствие пробоя при приложении испытательного
напряжения U1,2/50 длительностью 1,2/50 мкс, в зависимости
от Uimp цепи ЩСУ:
Электрическая
- для 1,5 кВ – 1,8 кВ;
прочности
изоляции
- для 2,5 кВ – 2,9 кВ;
9 при
воздействии
- для 4 кВ – 3,5 кВ;
импульсного
- для 6 кВ – 7,4 кВ;
напряжения
- для 8 кВ – 9,8 кВ.
Напряжение должно быть приложено 3 раза для каждой
полярности с интервалом не менее 1 с
Контроль появления рабочего тока на варисторе, при
плавном увеличении Uисп от уровня Uс до уровня Uр,
10
Проверка УЗИП
указанного в паспорте на УЗИП (не более 4 кВ).
Наличие копии протокола типовых испытаний УЗИП,
подтверждающих заявленные характеристики
17
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 1
№
п/п
1
11
Наименование
Значения/характеристики показателя
показателя
2
3
Испытание трансформаторов тока
Снятие
Отклонение от значений, измеренных на заводе-изготовителе
11.1 характеристик
трансформаторов тока, или от измеренных на исправном
намагничивания трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не более 10%
Измерение
Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте
11.2 коэффициента
или от измеренного на исправном трансформаторе тока,
трансформации
однотипном с проверяемым, не более 2 %
Проверка
12 механического
Отсутствие заеданий элементов при включении/отключении
срабатывания
силовых КА
Невозможность установки выдвижного элемента в рабочее
Работа
положение при включенном положении АВ.
блокировок
Невозможность выкатывания выдвижного элемента из рабочего
13 выкатных
положения в испытательное при включенном положении АВ.
элементов (при
Невозможность включения АВ, установленного на выдвижном
наличии)
элементе в промежуточных положениях (незафиксированных в
рабочем или испытательном положении)
14
Работоспособность устройств защиты, управления, сигнализации
Проверка
Автоматическое включение СВ по факту отключения вводного
14.1 срабатывания
выключателя, вследствие исчезновения напряжения на вводе ниже
АВР
0,5 Uном на время более 4 с
ВНР с отключением СВ по факту появления напряжения на вводе
величиной не менее 0,95 Uном в течение 8 с с последующим
включением вводного выключателя по факту отключенного
Проверка
положения секционного.
14.2 срабатывания
Для микропроцессорных устройств, использующих функцию
ВНР
«без перерыва питания»: ВНР с включением вводного
выключателя по факту появления напряжения на вводе величиной
не менее 0,8 Uном в течение 8 с с последующим отключением СВ
Проверка
Включение АВ ДЭС по факту отключения обоих вводов и
автоматики
14.3
появления напряжения на вводе от ДЭС величиной
срабатывания
0,95 Uном
АВ ДЭС
14.4 Проверка работы блокировок
Блокировка
АВР
при
Блокировка АВР при имитации отключении ВВ1/ВВ2 от токовых
14.4.1 отключении
защит
ВВ1/ВВ2
от
токовых защит
Блокировки
АВ ДЭС включен.
включения
Невозможность включения ВВ1/ВВ2 от кнопки управления на
14.4.2 ВВ1/ВВ2
при панели ЩСУ.
включенном АВ
Отключенное положение ВВ1/ВВ2 при появлении напряжения
ДЭС
0,95 Uном до ввода ВВ1/ВВ2
18
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Окончание таблицы 1
№ п/п
Наименование показателя
1
2
3
Проверка
блокировки
включения АВ ДЭС при
14.4.3
включенных
вводных
выключателях
Блокировка
отключения
ВВ1/ВВ2 при исчезновении
(снижении) напряжения на
14.4.4
вводе ниже 0,5 Uном и уровне
напряжения
на
смежной
секции шин ниже 0,95 Uном
Испытание
электромагнитных и тепловых
14.5
расцепителей для всех АВ
0,4 кВ
Проверка
соответствия
14.6 напряжения
отпадания
и
притяжения пускателей
Проверка срабатывания КА
14.7 при пониженном напряжении
оперативного тока
14.8
Значения/характеристики показателя
Проверка
сигнализации
устройств
ВВ1/ВВ2 включен.
Невозможность включения АВ ДЭС от кнопки
управления на панели ЩСУ.
Отключенное положение АВ ДЭС при появлении
напряжения 0,95 Uном до ввода АВ ДЭС
Включенное состояние ВВ1, ВВ2 при следующих
условиях:
- уровень напряжения на первой/второй секциях
шин 0,5 Uном /0,95 Uном;
- уровень напряжения на первой/второй секциях
шин 0,95 Uном /0,5 Uном
Соответствие времени срабатывания АВ 0,4 кВ
характеристикам АВ в соответствии с время-токовой
характеристикой теплового расцепителя, но не более
0,2 с (в соответствие с ПУЭ (1.7.161))
Напряжение отпадания магнитных пускателей –
Uотп. ≤ 0,4 Uном.
Напряжение притяжения магнитных пускателей –
Uпрт. < 0,8 Uном
Включение КА при напряжении оперативного
тока – 0,9 Uном.
Отключение КА при напряжении оперативного
тока – 0,8 Uном
Сигнализация светодиодов зеленого цвета при
включенном состоянии КА.
Сигнализация светодиодов красного цвета при
отключенном состоянии КА.
Прохождение сигналов по цифровому интерфейсу
передачи данных RS-485, протокол Modbus RTU
8.1.2 Перечень проверяемых характеристик БК/БМЗ при поставке в комплекте с ЩСУ
приведен в таблице А.1 (приложение А).
8.2 Перечень оборудования для проведения испытаний
Перечень оборудования для проведения испытаний приведен в таблице 2.
Допускается применять другие аналогичные по назначению СИ и технические
средства, не уступающие по характеристикам, приведенным в таблице.
19
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Т а б л и ц а 2 – Перечень оборудования для проведения испытаний и его технические
характеристики
№
Наименование и
п/п тип оборудования
1
2
Количество,
шт.
3
Лабораторный
1
автотрансформатор
3
Универсальная
2 проверочная
установка
1
Установка
для
проведения
испытаний
3 повышенным
напряжением
промышленной
частоты
1
4
Мегаомметр
1
5
Мультиметр
1
6
Микроомметр
1
Испытательный
генератор
7
высоковольтных
импульсов
1
8
Рулетка
1
Техническая характеристика
оборудования
Назначение
оборудования
4
5
Для
проверки
Напряжение переменного тока – от работоспособности защит,
0 до 380 В.
устройств управления и
сигнализации
Испытательный переменный ток –
от 0 до 1000 А.
Испытательный постоянный ток –
от 0 до 10 А.
Для проверки устройств
Напряжение переменного тока – от
релейной
защиты
и
0 до 450 В.
автоматики, а также АВ
Напряжение постоянного тока – от
0 до 250 В.
Наличие
стабилизации
испытательных токов и напряжений
Максимальное
выходное
переменное напряжение – 3 кВ.
Для
испытаний
Измерение тока утечки от 0 до
электрической прочности
100 мА.
изоляции
Точность
измерения
тока
и
напряжения не ниже 1,5 %
Испытательное
напряжение
постоянного тока – 500/1000/2500 В.
Для
измерения
Класс точности – не хуже 2,5 сопротивления изоляции
по ГОСТ 8.401
Напряжение переменного тока – от
0 до 1000 В (±1 %).
Напряжение постоянного тока – от Для
измерения
0 до 1000 В (±1 %).
напряжения и тока
Сопротивление цепи – от 0
до 50000 Ом (±2 %)
Диапазон измерения от 0 до Для
проверки
2000 мкОм.
непрерывности
цепи
Погрешность – не более ±4 %
защитного заземления
Для
испытания
Импульс 1,2/50 мкс в диапазоне
электрической прочности
напряжения от 330 до 12 000 В
изоляции
напряжением
± 5 % с шагом 1 В
грозовых импульсов
Класс точности – не ниже 2
по ГОСТ 8.401.
Допускаемое
отклонение Для
измерения
действительной
длины габаритных
и
сантиметрового диапазона ±0,30 %. установочных размеров
Максимальная длина – не менее
5м
20
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Окончание таблицы 2
№
п/п
Наименование и
тип оборудования
1
2
Количество,
шт.
3
9
Штангенциркуль
1
Диапазон измерений – от 0 до Для измерения толщины
150 мм (±0,05 мм)
применяемого металла
10
Толщинометр
покрытий
1
Диапазон измерений
500 мкм (±1 мкм)
11
Люксметр
1
Диапазон измерений от 0 до 1000 лк Для
(±0,1 лк)
освещенности
12
Секундомер
1
13
Линейка
1
Преобразователь
14 USB в
RS-232/RS-422/485
1
15
Ноутбук
1
16
Нож-адгезиметр
1
17
Лупа
измерительная
1
Техническая характеристика
оборудования
Назначение
оборудования
4
5
от
0
до
Для измерения толщины
ЛКП, АКП
измерения
Для
проверки
Диапазон измерений от 0 до 30 мин работоспособности защит,
(±0,2 с)
устройств управления, и
сигнализации
Линейка
измерительная
Для
измерения
металлическая по ГОСТ 427.
воздушных
зазоров
и
Диапазон измерений от 0 до 400 мм.
расстояния путей утечки
Допускаемое
отклонения
от
между
токоведущими
номинальных
значений
длин
частями.
сантиметровых делений шкалы не
Для проверки АКП
более 0,10 мм
Для
проверки
Тип портов RS-232/422/485. Разъем работоспособности защит,
USB (подключается напрямую к PC) устройств управления и
сигнализации
Для
проверки
Разъем
USB
(подключается работоспособности защит,
напрямую к PC)
устройств управления и
сигнализации
Наличие шести зубьев, расстояние
Для проверки АКП
между зубьями 1, 2, 3 мм
Увеличение от 3х до 10х по
Для проверки АКП
ГОСТ 25706
8.3 Допускаемая погрешность измерений
При измерении электрических величин должна быть обеспечена точность измерения
не ниже:
-
для тока и напряжения – 1 %;
-
для сопротивления постоянному току – 2 %.
8.4 Методика обработки результатов испытаний
Если измерение сопротивления кабелей и проводов проводилось при температуре,
отличающейся от 20 °С, то измеренное значение электрического сопротивления изоляции
21
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
необходимо пересчитать на температуру 20 °С, R20, Ом, по формуле
R20 KRt ,
где
(1)
R20 – электрическое сопротивление изоляции при температуре 20 °С, Ом;
Rt – электрическое сопротивление изоляции при температуре измерения, Ом;
К – коэффициент для приведения электрического сопротивления изоляции к
температуре 20 °С, по ГОСТ 3345.
8.5 Правила регулировки и настройки в процессе подготовки
и при проведении испытаний
В процессе подготовки к испытаниям ЩСУ категорически запрещается вскрывать и
изменять уставки реле, АВ, корректировать программы (алгоритмы) микропроцессорных
блоков релейной защиты.
В процессе проведения испытаний ЩСУ не допускаются какие-либо регулировки и
настройки составных частей и комплектующей аппаратуры.
9 Методы испытаний и измерений
9.1 Проверка
наличия
и сопроводительных документов
технической
документации
Проверка проводится визуально. Проверяется наличие и правильность заполнения
технических и сопроводительных документов на ЩСУ и комплектующие изделия, перечень
которых приведен в таблице 1 (строка 1). Все разрешительные документы должны быть
действующими на момент проведения ПСИ, а при ПСИ в рамках приемки по конкретному
заказу срок действия разрешительных документов должен быть не менее 0,5 года со дня
планируемой поставки.
9.2 Внешний
осмотр,
проверка
комплектности,
проверка
габаритных, установочных, присоединительных размеров и монтажа
9.2.1 Внешний осмотр проводится визуально с применением измерительных
приборов для проверки габаритных и установочных размеров, а также состояния ЛКП.
9.2.2 Класс наружных/внутренних покрытий и адгезия должны быть подтверждены
протоколами изготовителя. По требованию заказчика проверка адгезии должна быть
проведена представителем ОТК в присутствии заказчика с последующим восстановлением
покрытия.
9.2.3 Измерение
габаритных
размеров
и
толщины
металла
проводится
измерительным инструментом (рулеткой, линейкой или штангенциркулем).
22
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
9.2.4 Измерение толщины ЛКП проводится по утвержденной изготовителем
методике в соответствии с паспортом или РЭ на измерительный прибор.
9.3 Проверка уровня освещенности отсеков ЩСУ
9.3.1 Измерение освещенности отсеков ЩСУ проводится люксметром не менее чем
в четырех контрольных точках, максимально удаленных от источника освещения в пределах
ЩСУ.
9.3.2 По результатам измерений определяется минимальный уровень освещенности
отсеков ЩСУ Eмин, лк, по формуле
Eмин=min{Ei}
(2),
где Ei – измеренные значения освещенности в контрольных точках, лк.
9.3.3 ЩСУ считается выдержавшим испытание, если измеренный минимальный
уровень освещенности соответствует приведенному в таблице 1 (строка 3).
9.4 Проверка соответствия ЩСУ проектным схемам
9.4.1 Проверка соответствия соединений главных цепей проводится визуально.
9.4.2 Проверка соответствия соединений вспомогательных цепей проводится по
согласованной ПМИ путем «прозвонки» схемы соединений с помощью мультиметра. Точки
приложения измерительных щупов и результат «прозвонки» (есть контакт или нет) должны
быть приведены в ПМИ изготовителя.
9.4.3 Проверка проводится на соответствие требованиям ОЛ и КД.
9.5 Проверка непрерывности цепи защитного заземления
9.5.1 Проверка непрерывности цепи защитного заземления проводится измерением
сопротивления между РЕ-проводником и корпусом ЩСУ, блоков управления, выдвижных
элементов и токопроводящих дверей шкафов. Измерения проводятся микроомметром.
9.5.2 Схема проведения испытаний приведена на рисунке Б.1 (приложение Б).
9.5.3 Должно быть проведено не менее 10 измерений в точках, согласованных с
заказчиком.
9.5.4 Критерии соответствия показателей приведены в таблице 1 (строка 5).
9.6 Проверка воздушных зазоров и расстояний путей утечки между
токоведущими частями
9.6.1 Аппараты, входящие в состав ЩСУ, должны быть расположены друг от друга
на расстояниях, указанных в КД и соответствовать требованиям ГОСТ Р 51321.1
(таблицы 14 и16).
23
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
9.6.2 Проверка воздушных зазоров и расстояний утечки проводится между любыми
двумя токопроводящими частями и между токопроводящими и заземленными частями ЩСУ.
9.6.3 В ПМИ должен быть приведен перечень основных аппаратов и элементов, для
которых
проводится
проверка
воздушных
зазоров
и
расстояний
путей
утечки.
Дополнительно, по требованию заказчика, должно быть предусмотрено измерение
расстояний между указанным им оборудованием в составе ЩСУ (до 20 измерений).
9.6.4 Измерения проводятся мерительным инструментом (линейка, штангенциркуль,
рулетка).
9.6.5 Методы измерения расстояний путей утечки между токоведущими частями и
проверки воздушных зазоров в соответствии с приложением В.
9.6.6 ЩСУ считается выдержавшим испытание, если величина измеренных
воздушных зазоров и расстояний путей утечки соответствует требованиям, приведенным в
таблице 1 (строка 6).
9.7 Измерение сопротивления изоляции главных, вспомогательных
цепей
9.7.1 Главные цепи
9.7.1.1 Схема проведения испытаний приведена на рисунке Б.2 (приложение Б).
9.7.1.2 Отсоединить от главных цепей ЩСУ вспомогательные цепи.
9.7.1.3 Отключить СВ.
9.7.1.4 Включить все КА первой секции шин, (ПМ и контакторы первой секции шин
зафиксировать во включенном положении).
9.7.1.5 Измерить мегаомметром на 1000 В сопротивление изоляции главных цепей
первой секции.
9.7.1.6 Включить все КА второй секции шин (ПМ и контакторы второй секции шин
зафиксировать во включенном положении).
9.7.1.7 Измерить мегаомметром на 1000 В сопротивление изоляции главных цепей
второй секции.
9.7.1.8 ЩСУ считается выдержавшим испытание, если величина сопротивления
изоляции главных цепей и СВ соответствует требованиям, приведенным в таблице 1
(строка 7).
9.7.2 Вспомогательные цепи
9.7.2.1 Схема проведения испытаний приведена на рисунке Б.2 (приложение Б).
9.7.2.2 Отсоединить от главных цепей ЩСУ вспомогательные цепи.
24
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
9.7.2.3 Измерить мегаомметром на 500 В сопротивление изоляции вспомогательных
цепей.
9.7.2.4 Аппараты, которые по своему назначению являются токопотребляющими
(катушки, измерительные приборы и т. п.) при приложении напряжения или не рассчитаны
на полное испытательное напряжение, должны быть отключены.
9.7.2.5 Конденсаторы, предназначенные для устранения помех, установленные
между токоведущими частями и открытыми токопроводящими частями, оставляют в
подсоединенном положении и подвергают электроизоляционным испытаниям.
9.7.2.6 ЩСУ считается выдержавшим испытание, если величина сопротивления
изоляции вспомогательных цепей соответствует требованиям, приведенным в таблице 1
(строка 7).
9.8 Испытание электрической прочности изоляции напряжением
промышленной частоты
9.8.1 Главные цепи
9.8.1.1 Схема проведения испытаний приведена на рисунке на рисунках Б.3 и Б.4
(приложение Б).
9.8.1.2 Отключить СВ ЩСУ.
9.8.1.3 Отсоединить от главных цепей ЩСУ вспомогательные цепи с рабочим
напряжением 220 В и ниже, щитовые приборы, а также все цепи, содержащие устройства с
микроэлектронными элементами.
9.8.1.4 Включить все КА главных цепей ЩСУ (ПМ и контакторы зафиксировать во
включенном положении).
9.8.1.5 Подключить к первой секции шин испытательную установку по схеме
«полюса всех фаз главных цепей – корпус ЩСУ» как приведено на рисунке Б.3 (приложение
Б).
9.8.1.6 От испытательной установки подать напряжение величиной 2500 В и
выдерживать в течение 1 мин. После этого снизить напряжение до нуля и отключить
установку.
9.8.1.7 Соединить полюса фаз В и С первой секции шин с корпусом ЩСУ.
Подключить испытательную установку по схеме «полюс фазы А – корпус ЩСУ», как это
показано на рисунке Б.4 (приложение Б).
9.8.1.8 Выполнить операции, приведенные в 9.8.1.6.
9.8.1.9 Соединить полюса фаз А и С первой секции шин с корпусом ЩСУ.
25
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Подключить испытательную установку по схеме «полюс фазы В – корпус ЩСУ» как
приведено на рисунке Б.4 (приложение Б).
9.8.1.10 Выполнить операции, приведенные в 9.8.1.6.
9.8.1.11 Соединить полюса фаз А и В первой секции шин с корпусом ЩСУ.
Подключить испытательную установку по схеме «полюс фазы С – корпус ЩСУ» как
приведено на рисунке Б.4 (приложение Б).
9.8.1.12 Выполнить операции, приведенные в 9.8.1.6.
9.8.1.13 Выполнить операции, приведенные в 9.8.1.5 – 9.8.1.12, для второй секции
шин.
9.8.1.14 ЩСУ считают выдержавшим испытания, если в процессе испытания не
происходит пробоя изоляции главных цепей или перекрытия по поверхности.
9.8.2 Вторичные цепи
9.8.2.1 Отсоединить от главных цепей ЩСУ вспомогательные цепи с рабочим
напряжением от 60 до 220 В, отключить щитовые приборы, а также все цепи, содержащие
устройства с микроэлектронными элементами.
9.8.2.2 Соединить в один токопроводящий узел цепи управления, цепи сигнализации,
токовые цепи напряжением от 60 до 220 В.
9.8.2.3 Подключить испытательную установку по схеме «токопроводящий узел
вторичных цепей/группа вторичных цепей напряжением от 60 до 220 В – корпус ЩСУ» как
приведено на рисунке Б.5 (приложение Б).
9.8.2.4 От испытательной установки подать напряжение величиной 2000 В и
выдерживать в течение 1 мин. После этого снизить напряжение до нуля и отключить
установку.
9.8.2.5 Разобрать испытательную схему.
9.8.2.6 Подключить испытательную установку по схеме, приведенной на рисунке Б.6
(приложение Б), и подать напряжение между следующими цепями:
-
цепи управления – цепи сигнализации;
-
цепи управления – токовые цепи;
-
цепи сигнализации – токовые цепи.
9.8.2.7 Выполнить операции, приведенные в 9.8.2.4.
9.8.2.8 Соединить в один токопроводящий узел цепи управления, цепи сигнализации,
цепи освещения напряжением до 60 В.
9.8.2.9 Подключить испытательную установку по схеме «токопроводящий узел
26
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
вторичных цепей/группа вторичных цепей напряжением до 60 В – корпус ЩСУ» как
приведено на рисунке Б.5 (приложение Б).
9.8.2.10 От испытательной установки подать напряжение величиной 1000 В и
выдерживать в течение 1 мин. После этого снизить напряжение до нуля и отключить
установку.
9.8.2.11 Разобрать испытательную схему.
9.8.2.12 Подключить испытательную установку по схеме, приведенной на рисунке
Б.6 (приложение Б), и подать напряжение между следующими цепями:
-
цепи управления – цепи сигнализации;
-
цепи управления – цепи освещения;
-
цепи освещения – цепи сигнализации.
9.8.2.13 Выполнить операции, приведенные в 9.8.2.10.
9.8.2.14 ЩСУ считают выдержавшим испытания, если в процессе испытания не
происходит пробоя изоляции вторичных цепей или перекрытия по поверхности.
9.9 Испытание электрической прочности изоляции импульсным
напряжением главных и вспомогательных цепей
9.9.1 Включить все коммутационные аппараты главных и вспомогательных цепей
ЩСУ.
9.9.2 Отключить устройства защиты от импульсных перенапряжений.
9.9.3 Приложить импульс длительностью 1,2/50 мкс 3 раза для каждой полярности с
интервалом не менее 1 с.
9.9.4 Величины пикового значения выдерживаемого импульса испытательного
напряжения в зависимости от номинального импульсного выдерживаемого напряжения Uimp
для главных и вспомогательных цепей ЩСУ приведены в таблице 1 (строка 9).
9.9.5 Для главных цепей испытательное напряжение прикладывается между:
а) соединенными между собой токоведущими частями (включая цепи управления и
вторичные цепи, присоединенные к главной цепи) и взаимосвязанными открытыми
проводящими частями ЩСУ;
б) фазой А и соединенными между собой фазами В и С;
в) фазой В и соединенными между собой фазами А и С;
г)
фазой С и соединенными между собой фазами А и В.
9.9.6 Для вторичных цепей испытательное напряжение прикладывается между:
27
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
а) соединенными в один токопроводящий узел концами проводников и корпусом
ЩСУ;
б) цепями управления и цепями сигнализации;
в) цепями управления и токовыми цепями;
г)
цепями управления и цепями освещения;
д) цепями сигнализации и токовыми цепями;
е) цепями сигнализации и цепями освещения;
ж) токовыми цепями и цепями освещения.
9.9.7 Точки приложения испытательного напряжения должны быть приведены в
ПМИ.
9.9.8 В процессе испытания не должно происходить непреднамеренного пробивного
разряда изоляции.
9.10 Проверка устройств защиты от импульсных перенапряжений
9.10.1
Отсоединить УЗИП от главных цепей.
9.10.2
Подключить/убедиться в подключении УЗИП к РЕ- и N-проводникам ЩСУ.
9.10.3
Подключить
установку
для
проведения
испытаний
повышенным
напряжением промышленной частоты к входным контактам УЗИП по схеме, приведенной на
рисунке Б.7 (приложение Б).
9.10.4
Подать на входные контакты УЗИП напряжения Uс, указанное в паспорте на
9.10.5
Плавно поднимать уровень испытательного напряжения до уровня Uр,
УЗИП.
указанного в паспорте на УЗИП.
9.10.6
Испытания
считаются
успешными,
если
при
подаче
заданного
испытательного напряжения на контакты УЗИП произошло открытие варистора и был
зарегистрирован ток утечки.
9.11 Испытание трансформаторов тока
9.11.1 Снятие характеристик намагничивания
9.11.1.1 Подключить универсальную проверочную установку к трансформатору
тока. Допускается снятие характеристик намагничивания выполнять с помощью амперметра
и вольтметра по схеме, приведенной на рисунке 1.
28
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Л1
A
И1
2
3
1
V
И2
Л2
1 – трансформатор тока;
2 – автотрансформатор;
3 – источник напряжения;
Л1, Л2 – выводы первичной обмотки трансформатора тока;
И1, И2 – выводы вторичной обмотки трансформатора тока.
Рисунок 1 – Схема подключения измерительных приборов при снятии характеристик
намагничивания измерительных трансформаторов тока
9.11.1.2 Плавно повышать напряжения во вторичной обмотке до тех пор, пока
величина тока не достигнет номинального значения, указанного в паспорте на
трансформатор тока.
9.11.1.3 Снять характеристики намагничивания не менее чем в пяти точках.
9.11.1.4 Сравнить
полученные
характеристики
намагничивания
с
типовой
характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных
трансформаторов тока, однотипных с проверяемым.
9.11.1.5 Критерии оценки результатов измерения приведены в таблице 1 (строка
11.1).
9.11.2 Измерение коэффициента трансформации
9.11.2.1 Подключить универсальную проверочную установку к трансформатору
тока. Допускается снятие характеристик намагничивания выполнять с помощью амперметра
и вольтметра по схеме, приведенной на рисунке 2.
A
2
1
4
A
3
1 – трансформатор тока;
2 – нагрузочный трансформатор;
3 – автотрансформатор;
4 – источник напряжения.
Рисунок 2 – Схема подключения измерительных приборов при измерении коэффициента
трансформации измерительных трансформаторов тока
29
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
9.11.2.2 Подать ток в первичную обмотку трансформатора тока.
9.11.2.3 Измерить
величину
тока,
протекающего
во
вторичной
обмотке
трансформатора тока.
9.11.2.4 Коэффициент трансформации проверяемого трансформатора определяется
как отношение измеренного значения первичного тока ко вторичному.
9.11.2.5 Критерии оценки результатов измерения приведены в таблице 1 (строка
11.2).
9.12 Проверка
механического
коммутационных аппаратов
срабатывания
силовых
9.12.1 Выполнить пять циклов включение/отключение ВВ1, ВВ2, СВ, АВ ДЭС, КА
отходящих присоединений.
9.12.2 ВВ1, ВВ2, СВ, АВ ДЭС, КА отходящих присоединений считаются
прошедшими испытание, если все пять циклов включения/отключения прошли без заеданий.
9.13 Проверка механических блокировок выкатных элементов
9.13.1
Выполнить проверку для всех выкатных элементов испытуемого образца.
9.13.2
Произвести не менее пяти полных циклов установки выдвижных частей в
рабочее, испытательное и ремонтное положение, при этом проверить эффективность
механического срабатывания органов управления, блокировок, замков и эффективность
фиксации выдвижных элементов.
9.13.3
Проверить невозможность установки выдвижного элемента в рабочее
положение при включенном положении АВ. Выполнить не менее 5 раз.
9.13.4
Проверить невозможность выкатывания выдвижных элементов из рабочего
положения в испытательное при включенном положении АВ. Выполнить не менее пяти раз.
9.13.5
Проверить
невозможность
вкатывания
выдвижных
элементов
из
испытательного положения в рабочее при включенном положении АВ. Выполнить не менее
5 раз.
9.13.6
Проверить невозможность включения АВ, установленного на выдвижном
элементе в промежуточных положениях (незафиксированных в рабочем или испытательном
положении). Выполнить не менее 5 раз.
30
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
9.14 Проверка работоспособности защит, устройств управления
и сигнализации
9.14.1
Общие положения
9.14.1.1 При
проведении
ПСИ
уставки
защит
должны
быть
согласованы
представителем заказчика.
9.14.1.2 При проведении ПСИ для включения или продления нахождения ЩСУ в
Реестр(е) ОВП, изготовитель должен разработать карты уставок защит, устанавливаемых на
период проведения испытаний.
9.14.1.3 При проведении ПСИ для поставки на объект ОСТ, уставки защит должны
соответствовать утвержденному проекту на ЩСУ.
9.14.1.4 В процессе испытаний должны быть проведены следующие проверки:
˗
срабатывание АВР, ВНР и АВ ДЭС;
˗
проверка электромагнитных блокировок;
˗
проверка характеристик защит (срабатывания электромагнитных и тепловых
расцепителей АВ, ВВ1, ВВ2, АВ ДЭС, СВ, отходящих присоединений );
˗
проверка устройств сигнализации.
9.14.1.5 ЩСУ считается выдержавшим испытание, если:
˗
при проверке отсутствуют ложные срабатывания, не выявляются нарушения
алгоритмов работы в цепях управления и сигнализации;
˗
характеристики защит (уставки по току, напряжению, выдержкам времени),
определенные во время испытаний, соответствуют характеристикам, указанным в карте
уставок, а также приведенным в таблице 1.
9.14.2
Проверка работы АВР, ВНР и ввода от ДЭС
9.14.2.1 Исходная схема ЩСУ перед проведением проверки работы АВР приведена
на рисунке 3.
9.14.2.2 Методика проверки работы АВР, ВНР, ввода от ДЭС и блокировок
приведена в таблице 3.
31
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
сеть
ЛАТР1
V
CВ
ЛАТР2
V
ВВ2
II с.ш.
ВВ1
I с.ш.
АВ ДЭС
V
ЛАТР3
сеть
Рисунок 3 – Исходная схема испытания ЩСУ
Т а б л и ц а 3 – Методика проверки работы АВР, ВНР, ввода от ДЭС и блокировок
№
п/п
1
1
Последовательность действий при
проведении испытания
2
Критерии оценки
3
Проверка работы АВР
1.1
Подать напряжение Uном на ВВ1,
ВВ2 посредством ЛАТР1, ЛАТР2
1.2
Снизить напряжение на ВВ1 до
уровня 0,5 Uном посредством ЛАТР1.
Уровень напряжение на ВВ2 не
менее 0,95 Uном
1.3
Восстановить исходную схему
1.4
Снизить напряжение на ВВ2 до
уровня 0,5 Uном посредством ЛАТР2
Уровень напряжение на ВВ1 не
менее 0,95 Uном
1.5
Восстановить исходную схему
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – отключен через 4 с после снижения
напряжения на вводе АВ до уровня
0,5 Uном;
ВВ2 – включен;
СВ – включен по факту отключения ВВ1;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – включен;
ВВ2 – отключен через 4 с после снижения
напряжения на вводе АВ до уровня
0,5 Uном;
СВ – включен по факту отключения ВВ2;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
32
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 3
№
п/п
1
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
3
3.1
3.2
Последовательность действий при
Критерии оценки
проведении испытания
2
3
Проверка блокировки АВР при отключении ввода 0,4 кВ от токовых защит
ВВ1– включен;
Подать напряжение Uном на ВВ1,
ВВ2 – включен;
ВВ2 посредством ЛАТР1, ЛАТР2
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
Кнопкой опробования выполнить
имитацию отключения ВВ1 от
токовых защит, при отсутствии
ВВ1 – отключен;
кнопки опробования замкнуть
ВВ2 – включен;
контакты на выключателе,
СВ – отключен;
отвечающие за блокировку работы
АВ ДЭС – отключен
АВР.
Отключить ВВ1 с ПУ ЩСУ
Проверить блокировку АВР
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
Восстановить исходную схему
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
Кнопкой опробования выполнить
имитацию отключения ВВ2 от
токовых защит, при отсутствии
ВВ1 – включен;
кнопки опробования замкнуть
ВВ2 – отключен;
контакты на выключателе,
СВ – отключен;
отвечающие за блокировку работы
АВ ДЭС – отключен
АВР.
Отключить ВВ2 с ПУ ЩСУ
Проверить блокировку АВР
ВВ1 – включен;
ВВ2– включен;
Восстановить исходную схему
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
Проверка работы ВНР
ВВ1 – включен;
Подать напряжение Uном на ВВ1,
ВВ2 – включен;
ВВ2 посредством ЛАТР1, ЛАТР2
СВ – отключен
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – отключен через 4 с после
Снизить напряжение на ВВ1 до
достижения напряжения уровня 0,5 Uном
уровня 0,5 Uном посредством ЛАТР1.
до ввода;
Уровень напряжение на ВВ2 не
ВВ2 – включен;
менее 0,95 Uном
СВ – включен по факту отключения ВВ1.
АВ ДЭС – отключен
33
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 3
№
п/п
1
Последовательность действий
при проведении испытания
2
3.3
Поднять напряжение на ВВ1 до
уровня 0,95 Uном посредством
ЛАТР1
ВВ1 – включен по факту отключения СВ;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен через 8 с после достижения
напряжение уровня 0,95 Uном до ввода ВВ1;
АВ ДЭС – отключен
3.3*
Поднять напряжение на ВВ1 до
уровня 0,8 Uном посредством
ЛАТР1
ВВ1 – включен через 8 с после достижения
напряжение уровня 0,8 Uном до ввода ВВ2;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен по факту включения ВВ1;
АВ ДЭС – отключен
3.4
Подать напряжение Uном на
ВВ1, ВВ2 посредством ЛАТР1,
ЛАТР2
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
3.5
Снизить напряжение на ВВ2 до
уровня 0,5 Uном посредством
ЛАТР2.
Уровень напряжение на ВВ1 не
менее 0,95 Uном.
ВВ1 – включен;
ВВ2 – отключен через 4 с после достижения
напряжения на вводе АВ до уровня 0,5 Uном;
СВ – включен по факту отключения ВВ2.
АВ ДЭС – отключен
3.6
3.6*
4
4.1
4.2
Критерии оценки
3
ВВ1 – включен;
Поднять напряжение на ВВ2 до
ВВ2 – включен по факту отключения СВ;
уровня 0,95 Uном посредством
СВ – отключен через 8 с после достижения
ЛАТР2
напряжение уровня 0,95 Uном до ввода ВВ2;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – включен;
Поднять напряжение на ВВ2 до
ВВ2 – включен через 8 с после достижения
уровня 0,8 Uном посредством
напряжение уровня 0,8 Uном до ввода ВВ2;
ЛАТР2
СВ – отключен по факту включения ВВ2;
АВ ДЭС – отключен
Проверка срабатывания автоматики АВ ДЭС при поочередном снижении
напряжения на вводе ВВ1, ВВ2
Подать напряжение Uном на
ВВ1, ВВ2 посредством ЛАТР1,
ЛАТР2
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
Снизить напряжение на ВВ1 до
уровня 0,5 Uном посредством
ЛАТР1
ВВ1 – отключен через 4 с после достижения
напряжения на вводе АВ до уровня 0,5 Uном;
ВВ2 – включен;
СВ – включен по факту отключения ВВ1.
АВ ДЭС – отключен
34
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 3
№
п/п
1
Последовательность действий
при проведении испытания
2
Критерии оценки
3
4.3
Снизить напряжение на ВВ2
до уровня 0,5 Uном посредством
ЛАТР2
ВВ1 – отключен;
ВВ2 – отключен через 10 с после достижения
напряжения на вводе АВ до уровня ниже
0,5 Uном;
СВ – включен;
АВ ДЭС – отключен
4.4
Подать напряжение на ВВ3 до
уровня 0,95 Uном посредством
ЛАТР3
ВВ1 – отключен;
ВВ2 – отключен;
СВ – включен;
АВ ДЭС – включен
4.5
5
5.1
5.2
5.3
5.4
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
Восстановить исходную схему
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
Проверка срабатывания АВ ДЭС при одновременном снижении напряжения на
вводе ВВ1, ВВ2
ВВ1 – включен;
Подать напряжение Uном на
ВВ2 – включен;
ВВ1, ВВ2 посредством ЛАТР1,
СВ – отключен;
ЛАТР2
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – отключен через 10 с после снижения
питающего напряжения до уровня меньшего
Одновременно снизить
чем 0,5 Uном;
питающее напряжение на вводах
ВВ2 – отключен через 10 с после снижения
ВВ1, ВВ2 до уровня меньшего
питающего напряжения до уровня меньшего
чем 0,5 Uном
чем 0,5 Uном;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – отключен;
Подать напряжение на АВ
ВВ2 – отключен;
ДЭС до уровня 0,95 Uном
СВ – включен;
посредством ЛАТР3
АВ ДЭС – включен
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
Восстановить исходную схему
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
6
Проверка блокировки включения АВ ДЭС при включенных ВВ1, ВВ2
6.1
Подать напряжение Uном на
ВВ1, ВВ2 посредством ЛАТР1,
ЛАТР2
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
35
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы 3
№
п/п
1
Последовательность действий
при проведении испытания
2
6.2
Подать напряжение на АВ ДЭС
до уровня 0,95 Uном посредством
ЛАТР3.
6.3
Выполнить попытку включения АВ
ДЭС от кнопки управления на
панели ЩСУ
Критерии оценки
3
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
6.4
Восстановить исходную схему
7
Проверка блокировки включения ВВ1, ВВ2 при включенном АВ ДЭС
7.1
Подготовить схему ЩСУ для
проведения проверки
ВВ1 – отключен;
ВВ2 – отключен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
7.2
Подать напряжение 0,95 Uном на
АВ ДЭС посредством ЛАТР3
ВВ1 – отключен;
ВВ2 – отключен;
СВ – включен;
АВ ДЭС – включен
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
7.8
Выполнить попытку включения
ВВ1 от кнопки управления на
панели ЩСУ
Выполнить попытку включения
ВВ2 от кнопки управления на
панели ЩСУ
Восстановить начальную схему
Включить АВ ДЭС от кнопки
управления на панели ЩСУ
Выполнить попытку включения
ВВ1 от кнопки управления на
панели ЩСУ
Выполнить попытку включения
ВВ2 от кнопки управления на
панели ЩСУ
ВВ1 не должен включиться
ВВ2 не должен включиться
ВВ1 – отключен;
ВВ2 – отключен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
ВВ1 – отключен;
ВВ2 – отключен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – включен
ВВ1 не должен включиться
ВВ2 не должен включиться
36
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Окончание таблицы 3
№
п/п
1
8
Последовательность действий при
Критерии оценки
проведении испытания
2
3
Проверка блокировки отключения ВВ1/ВВ2 при исчезновении (снижении)
напряжения на вводе ниже 0,5 Uном и уровне напряжения на смежной секции шин
ниже 0,95 Uном
8.1
Подать напряжение ниже уровня
0,95 Uном на ВВ1 посредством ЛАТР1.
Подать напряжение ниже уровня 0,5 Uном
на ВВ2 посредством ЛАТР2
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
8.2
Подать напряжение ниже уровня
0,5 Uном на ВВ1 посредством ЛАТР1.
Подать напряжение ниже уровня
0,95 Uном на ВВ2 посредством ЛАТР2
ВВ1 – включен;
ВВ2 – включен;
СВ – отключен;
АВ ДЭС – отключен
*
Для микропроцессорных устройств, использующих функцию «без перерыва питания».
9.14.3 Испытание электромагнитных и тепловых расцепителей АВ
9.14.3.1 Проверить все АВ в составе ЩСУ.
9.14.3.2 Включить АВ. Подключить универсальную проверочную установку к
выводам АВ.
9.14.3.3 Включить установку в режим проверки токовой отсечки, контролировать
значение тока в момент срабатывания электромагнитного (электронного) и теплового
расцепителей, отключить установку. Зафиксированные значения токов должны быть в
пределах, установленных картой уставок. Проверка осуществляется для каждой фазы АВ.
9.14.3.4 Критерии
оценки
результатов
измерения
приведены
в
таблице
1
(строка 14.5).
9.14.3.5 Проверка соответствия напряжения отпадания и притяжения пускателей
9.14.3.6 Посредством универсальной проверочной установки подать на цепи
управления пускателей напряжение равное 0,8 Uном.
9.14.3.7 Плавно снизить величину напряжения до уровня не менее 0,4 Uном.
9.14.3.8 Проверить отпадание магнитных пускателей при уровне питающего
напряжения меньшем или равным 0,4 Uном.
9.14.3.9 Плавно поднять напряжение на входе ЩСУ до уровня в пределах от 0,4 Uном
до 0,8 Uном.
9.14.3.10 Контролировать
уровень
напряжения,
при
котором
произошло
отпадание/притяжение пускателей.
37
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
9.14.4 Проверка срабатывания КА при пониженном напряжении оперативного
тока
9.14.4.1 Подать напряжение равное 0,9 Uном на ВВ1, ВВ2 ЩСУ посредством ЛАТР1,
ЛАТР2.
9.14.4.2 Выполнить пять операций включения/отключения ВВ1, ВВ2, СВ, КА
отходящих присоединений с панели управления ЩСУ.
9.14.4.3 Проверить факт включения ВВ1, ВВ2, СВ, КА отходящих присоединений.
9.14.4.4 Подать напряжение равное 0,8 Uном на ВВ1, ВВ2 ЩСУ посредством ЛАТР1,
ЛАТР2.
9.14.4.5 Выполнить пять операций отключения/включения ВВ1, ВВ2, СВ с панели
управления ЩСУ.
9.14.4.6 Проверить факт отключения ВВ1, ВВ2, СВ, КА отходящих присоединений.
9.14.5 Проверка устройств сигнализации
9.14.5.1 Проверка работы световой сигнализации на лицевой панели ЩСУ
При проведении испытания проверяется соответствие сигнализация на панели ЩСУ
состоянию КА по таблице 4.
Т а б л и ц а 4 – Соответствие световой сигнализации на панели ЩСУ состоянию КА
№
Наименование КА Состояние КА
Световая сигнализация
п/п
1
2
3
4
Включенное
Зеленый светодиод
1
ВВ1
Отключенное
Красный светодиод
2
ВВ2
3
СВ
4
АВ ДЭС
5
КА отходящих
присоединений
Включенное
Зеленый светодиод
Отключенное
Красный светодиод
Включенное
Зеленый светодиод
Отключенное
Красный светодиод
Включенное
Зеленый светодиод
Отключенное
Красный светодиод
Включенное
Зеленый светодиод
Отключенное
Красный светодиод
9.14.5.2 Проверка прохождения сигналов по цифровому интерфейсу передачи данных
Подключить ноутбук через преобразователь USB/RS-232/RS-422/485 к цепям
передачи данных ЩСУ на верхний уровень.
38
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Проверить прохождение ниже приведенных сигналов по цифровому интерфейсу
передачи данных:
˗
положение вводных выключателей включено/выключено;
˗
положение СВ включено/выключено;
˗
наличие напряжения на секциях шин;
˗
положение АВ ДЭС включено/выключено;
˗
ток по фазам (действующее значение).
ЩСУ считается выдержавшим испытание, если осуществляется прохождение
сигналов по цифровому интерфейсу передачи данных RS-485, протокол Modbus RTU.
9.15 Проверка комплекта ЗИП
Проверить визуально соответствие состава ЗИП ОЛ и ведомости ЗИП.
9.16 Методика испытаний БК/БМЗ
Методика испытаний БК/БМЗ, при поставке в комплекте с ЩСУ, приведена в А.5
(приложение А).
10 Схемы испытаний (измерений)
11.1
Рекомендуемые схемы испытаний (измерений) приведены в приложении Б.
11.2
Схемы испытаний (измерений) должны быть разработаны изготовителем с
указанием конкретных точек приложения испытательного напряжения или подключения
измерительного оборудования.
11 Отчетность
11.3
-
Результаты испытаний должны быть оформлены следующими протоколами:
протокол проверки воздушных зазоров и расстояний путей утечки между
токоведущими частями;
-
протокол проверки непрерывности цепи защитного заземления;
-
протокол измерения сопротивления изоляции главных и вспомогательных цепей;
-
протокол
проверки
электрической
прочности
изоляции
главных
и
вспомогательных цепей;
-
протокол проверки УЗИП;
-
протокол проверки механического срабатывания силовых КА;
-
протокол проверки механических блокировок выкатных элементов (при наличии);
39
ПАО «Транснефть»
-
протокол
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
проверки
работоспособности
защит
устройств
управления,
сигнализации и защиты.
11.4
Форма протокола измерения уровня освещенности отсеков ЩСУ приведена в
приложении Г.
11.5
Форма протокола проверки воздушных зазоров и расстояний путей утечки
между токоведущими частями приведена в приложении Д.
11.6
Форма протокола проверки непрерывности цепи защитного заземления
приведена в приложении Е.
11.7
Форма
протокола
измерения
сопротивления
изоляции
главных
и
вспомогательных цепей приведена в приложении Ж.
11.8
Форма протокола проверки электрической прочности изоляции главных и
вспомогательных цепей приведена в приложении И.
11.9
Форма протокола проверки УЗИП приведена в приложении К.
11.10 Форма протокола проверки трансформаторов тока приведена в приложении Л.
11.11 Форма протокола проверки механического срабатывания силовых КА
приведена в приложении М.
11.12 Форма протокола проверки механических блокировок выкатных элементов
приведена в приложении Н.
11.13 Формы протоколов проверки работоспособности защит устройств управления,
сигнализации и защиты приведена в приложении П.
11.14 Оформление протоколов испытаний проводится непосредственно во время
проведения
испытаний
или
сразу
после
завершения
испытаний
представителями
изготовителя, назначенными приказом по предприятию.
11.15 В протоколе ПСИ должно быть сформулировано заключение о результатах
испытаний. Протокол ПСИ оформляют в соответствии с приложением Р.
11.16 По завершении всех испытаний должен быть составлен акт ПСИ, который
подписывают участники испытаний. Акт ПСИ оформляют в соответствии с приложением С.
11.17 Акт ПСИ оформляется представителями заказчика на основании протоколов
испытаний и подписывается участниками испытаний.
11.18 При положительных результатах испытаний, выполняемых для поставки ЩСУ
на объект заказчика акт ПСИ должен содержать ключевую фразу: «ЩСУ соответствует
требованиям КД, ТУ, ОТТ-29.020.00-КТН-076-15, ОЛ (при наличии), требованиям
безопасности и считается принятым к поставке на объект заказчика».
40
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
11.19 При положительных результатах испытаний, выполняемых для включения
(продления нахождения) в Реестр(е) ОВП акт ПСИ должен содержать следующую ключевую
фразу: «ЩСУ соответствует требованиям КД, ТУ, ОТТ-29.020.00-КТН-076-15, ОЛ1),
требованиям безопасности и рекомендован к включению2) в Реестр ОВП)».
11.20 При неудовлетворительных результатах испытаний в акте ПСИ должны быть
указаны причины неготовности к приемке.
11.21 Записи в протоколах должны быть выполнены чернилами без помарок и
исправлений. Не допускаются вести записи карандашом.
11.22 Допускается оформление протоколов на персональном компьютере при
соответствии их формам, установленным настоящим документом (см. приложения Г – Р).
11.23 Документы по результатам ПСИ оформляется не менее чем в двух
экземплярах. Оригиналы документов должны быть переданы представителям заказчика и
изготовителя.
1)
2)
При наличии.
Или продлению нахождения в Реестре ОВП.
41
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение А
(обязательное)
Технические требования к БК/БМЗ, поставляемым совместно с ЩСУ
и методика приемо-сдаточных испытаний
А.1 Комплектность БК/БМЗ
В состав БК/БМЗ, предъявляемого на ПСИ, при поставке совместно с ЩСУ, должны
входить:
-
БК/БМЗ в сборе (с установленными системами электроснабжения, освещения,
поддержания микроклимата, пожарно-охранной сигнализации);
-
площадка обслуживания перед входом БК/БМЗ, маршевые лестницы, перила
(если это предусмотрено проектом и/или ОЛ).
А.2 Перечень документов, предъявляемых на ПСИ вместе с
БК/БМЗ
Совместно с БК/БМЗ на ПСИ должна быть представлена следующие документы:
а) комплект КД, оформленный в соответствии с Единой системой конструкторской
документации (ЕСКД):
- сборочный чертеж;
- чертеж общего вида;
- габаритный чертеж;
- электромонтажные чертежи;
- монтажный чертеж;
- схемы электрические принципиальные;
- спецификации изделий;
- ведомость спецификаций;
- ведомость покупных изделий;
б) ЭД в соответствии с ГОСТ 2.610:
- паспорт;
- инструкция по монтажу;
в) прочие документы:
- копия сертификата/декларации на соответствие оборудования в составе
БК/БМЗ требованиям ТР/ТС 004/2011;
- протоколы внутренних (заводских) испытаний в объеме ПСИ;
- расчёт на прочность корпусных деталей БК/БМЗ или протоколы испытаний на
42
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
устойчивость к сейсмическим воздействиям (для сейсмически активных районов);
- расчет теплового баланса внутри отсеков БК/БМЗ с учетом устанавливаемого
оборудования;
- выписка из Реестра ОВП на АКП.
А.3 Виды и последовательность испытаний
Испытание БК/БМЗ должно проводиться в следующей последовательности:
-
проверка комплектности и перечня документации, поставляемой совместно с
БК/БМЗ;
-
проверка внешнего вида, соответствия требованиям КД;
-
проверка качества АКП;
-
проверка непрерывности цепи защитного заземления;
-
измерение сопротивления изоляции цепей электроснабжения и освещения
БК/БМЗ;
-
проверка электрической
прочность
изоляции цепей электроснабжения и
освещения БК/БМЗ;
-
проверка работы инженерных систем БК/БМЗ (отопление, кондиционирование,
вентиляция).
А.4 Перечень проверяемых характеристик БК/БМЗ
Перечень проверяемых характеристик БК/БМЗ, поставляемых в комплекте с ЩСУ,
приведен в таблице А1.
Т а б л и ц а А.1 – Перечень проверяемых характеристик БК/БМЗ, поставляемых в комплекте с
ЩСУ
№
п/п
1
1
2
Наименование показателя
Значения/характеристики показателя
2
3
Проверка
комплектности,
Комплектность БК/БМЗ в соответствии с А1.
конструкторской, разрешительной
Перечень документации в соответствии с А.2
и эксплуатационной документации
Крыша не должна иметь ниш и углублений,
которые могут допускать накопление природного
мусора (опавшей листвы, веток), а также
препятствующих сходу снега в зимний период.
Проверка
внешнего
вида,
Конструкция лестничной площадки/лестничных
соответствия требованиям КД
площадок должна позволять ее установку к входу
как с правосторонней, так и с левосторонней
дверью без изменения ее конструкции и закладных
деталей для крепления на корпусе БК/БМЗ
43
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ПАО «Транснефть»
Продолжение таблицы А.1
№
п/п
1
2
Наименование показателя
2
Значения/характеристики показателя
3
При наличии двух входов конструкция площадок должна
позволять их установку к любому из входов.
Двери должны открываться наружу так, чтобы при
открывании не блокировать вход на площадку
обслуживания.
Двери должны иметь самозапирающиеся замки,
отпираемые без ключа с внутренней стороны помещения.
Площадки для обслуживания оборудования должны иметь
перила высотой 1250 мм с продольными планками,
расположенными
на
расстоянии
не
более
400 мм друг от друга, и прилегающий к настилу борт
высотой не менее 150 мм.
Маршевые стационарные лестницы должны быть
металлическими шириной не менее 650 мм и иметь угол
наклона не более 50°.
Перила лестниц должны быть высотой не менее
1000 мм, иметь среднюю поперечную планку и бортовую
обшивку высотой 150 мм.
Перила с обоих концов должны соединяться с тетивой
лестницы или со стойкой переходной площадки.
Ширина ступеней маршевых лестниц должна быть не
Проверка внешнего вида,
менее 250 мм, высота задней стенки – не менее 50 мм.
соответствия требованиям
Ступени маршевых лестниц должны иметь уклон
КД
от 2° до 5° в сторону выше стоящей ступени.
Расстояние между ступенями по высоте должно быть не
более 250 мм.
Конструкция площадки обслуживания после монтажа
должна быть устойчива и обеспечивать жесткое крепление
к БК/БМЗ и фундаменту.
Над всеми входами в БК/БМЗ должен устанавливаться
козырек для защиты от атмосферных осадков.
Уплотнение притвора дверного блока должно быть
выполнено двухрядным, с воздушным промежутком,
исключающим обмерзание притвора.
Наличие греющего кабеля по периметру притвора двери
(если предусмотрено ОЛ).
Требования к контуру заземления внутри БК/БМЗ:
- материал – стальная полоса 4х40 мм;
- расположение – по полу вдоль фасада шкафов
оборудования и внутренней стене здания, свободной от
оборудования;
- соединение с полом – сварное.
Должно быть предусмотрено два ввода заземления,
расположенных по диагонали БК/БМЗ.
44
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы А.1
№
п/п
1
2
3
4
5
Наименование
показателя
2
Значения/характеристики показателя
3
Для подключения электрооборудования к контуру
заземления должны быть приварены болты М8 к полосе
заземления.
Ввод кабелей в БК/БМЗ должен быть предусмотрен одним из
двух способов:
- через нижние кабельные вводы в днище БК/БМЗ;
- через боковые кабельные вводы в боковых стенах
БК/БМЗ.
Проверка
внешнего Все кабельные вводы должны быть герметичными.
вида,
соответствия Корпус БК/БМЗ должен иметь строповочные устройства,
требованиям КД
позволяющие выполнять монтаж/демонтаж БК/БМЗ.
Толщина стальных листов наружной и внутренней обшивки,
а также обшивки крыши – не менее 0,6 мм.
Настилы площадок и ступени лестницы должны быть
выполнены из просечно-вытяжной или полосовой стали,
поставленной на ребро.
Дверной блок должен быть выполнен сварным из гнутых
стальных профилей сложного сечения толщиной не менее
3 мм
АКП должно иметь однородную поверхность без видимых
дефектов: пропуски, потеки, наплывы, шагрень, кратеры,
поры, пузыри не допускаются.
Количество твердых включений – не более 1 шт./дм2, размер
включений – не более 1,0 мм, расстояние между
включениями – не менее 10 мм.
Проверка
качества Толщина АКП в соответствии с требованиями ТД
АКП
производителя АКП, но не менее 160 мкм.
Величина адгезии при оценке методом решетчатых
надрезов – 0, 1 балл по ГОСТ 31149 [10] – для АКП толщиной
до 250 мкм.
Величина адгезии при оценке методом Х-образного надреза –
4А, 5А баллов по ASTM D 3359 – для АКП толщиной более
250 мкм
Электрическое сопротивление между любой частью
Проверка
оборудования в БК/БМЗ к которой есть возможность
непрерывности
цепи
прикосновения и болтом заземления не должно превышать
защитного заземления
0,1 Ом
Измерение
Сопротивление изоляции цепей электроснабжения – не менее
сопротивления
1 МОм.
изоляции
цепей
Сопротивление изоляции цепей освещения – не менее
электроснабжения
и
0,5 МОм
освещения БК
45
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Окончание таблицы А.1
№
п/п
1
6
7
Наименование показателя
2
Испытание
электрической
прочность изоляции цепей
электроснабжения и освещения
БК
Проверка
отопления
работы
систем
Проверка работы системы
8 кондиционирования и
вентиляции
9
Проверка работы систем
пожарной сигнализации
10
Проверка
БК/БМЗ
освещенности
Значения/характеристики показателя
3
Отсутствие пробоя при приложении в течение 1 мин
испытательного напряжения 1 кВ
Мощность электрообогревателей должна быть не
более 2 кВт.
Электрообогреватели должны быть оснащены
термостатами, срабатывающими при достижении
заданных значений температуры в системе
отопления.
Проверка наличия теплового расчета БК/БМЗ
Система поддержания микроклимата должна
обеспечивать поддержание температуры в диапазоне
температуры от 5 °С до 40 °С.
При полном отключении внешнего электропитания
должны быть перекрыты все воздуховоды БК/БМЗ
Проверка выдачи приведенных ниже сигналов, при
возникновении пожара (задымления):
- в шкаф телемеханики - «пожар в блок-контейнере»;
- в систему управления микроклиматом - отключение
системы
кондиционирования,
электрического
обогрева,
вентиляции
и
закрытие
заслонок
вентиляционных отверстий.
В качестве пожарных извещателей должны
применяться датчики оптоэлектронного типа с
функцией дистанционного контроля состояния.
Наличие светового табло «ПОЖАР» над входом в
БК/БМЗ и звукового извещателя
Минимальный уровень освещенности внутри
БК/БМЗ должен быть не менее 200 лк
А.5 Методика испытаний и измерений
А.5.1 Проверка комплектности, конструкторских, разрешительных и
эксплуатационных документов на БК/БМЗ
Проверка проводится визуально. Проверяется наличие и правильность заполнения
технических сопроводительных документов на БК/БМЗ, перечень которых приведен в
таблице А.1 (строка 1).
А.5.2 Проверка внешнего вида, соответствия требованиям КД
А.5.2.1 Внешний осмотр проводится визуально.
46
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
А.5.2.2 Проверка размеров (габаритных, установочных, присоединительных и т. д.)
проводится с применением измерительных приборов.
А.5.3 Проверка качества АКП БК/БМЗ
А.5.3.1
Качество АКП должно быть подтверждено протоколами изготовителя. По
требованию заказчика представителем изготовителя должен быть проведен следующий
объем проверок с последующим восстановлением покрытия:
˗
контроль внешнего вида покрытия;
˗
контроль толщины покрытия;
˗
контроль адгезии покрытия методом Х-образного надреза;
˗
контроль адгезии методом решетчатых надрезов с последующим восстановлением
покрытия.
А.5.3.2
Контроль внешнего вида покрытия осуществляется методом визуально-
измерительного контроля.
А.5.3.3
Контроль пропусков, шагрени, кратеров, пор, пузырей осуществляют
визуально без применения увеличительных средств.
А.5.3.4
Контроль размеров твердых частиц и расстояния между ними проводят
линейкой измерительной с применением лупы измерительной.
А.5.3.5
Контроль толщины покрытия осуществляется с помощью толщинометра.
А.5.3.6
Величина адгезии проверяется с помощью ножа адгезиметра, в соответствии
с методиками, приведенными в ГОСТ 31149 [10] и ASTM D 3359.
А.5.4 Проверка непрерывности цепи защитного заземления
А5.4.1
Проверка
непрерывности
цепи
защитного
заземления
проводится
измерением сопротивления между контуром заземления внутри БК/БМЗ и доступными для
прикосновения металлическими частями в БК/БМЗ и ЩСУ. Измерения проводятся
микроомметром.
А5.4.2
Должно быть проведено не менее 10 измерений в точках, согласованных с
заказчиком.
А.5.5 Измерение сопротивления изоляции цепей электроснабжения
и освещения БК/БМЗ
А.5.5.1
Измерить сопротивление изоляции цепей электроснабжения и цепей
освещения БК/БМЗ мегаомметром на 1000 В:
˗
между каждой жилой кабеля (провода) и РЕ-проводником;
47
ПАО «Транснефть»
˗
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
между каждой жилой кабеля (провода) и соседними жилами.
А.5.5.2
Критерии оценки результатов испытания приведены в таблице А.1 (строка
5).
А.5.6 Испытание электрической прочности
электроснабжения и освещения БК/БМЗ
А.5.6.1
изоляции
цепей
Подключить испытательную установку к группам цепей электроснабжения
БК/БМЗ между каждой жилой кабеля (провода) и РЕ-проводником.
А.5.6.2
От испытательной установки подать напряжение величиной 1000 В и
выдерживать в течение 1 мин. После этого снизить напряжение до нуля и отключить
установку.
А.5.6.3
Подключить испытательную установку к группам цепей электроснабжения
БК/БМЗ между каждой жилой кабеля (провода) и соседней жилой.
А.5.6.4
Выполнить операции, приведенные в А.5.6.2.
А.5.6.5
Подключить испытательную установку к группам цепей освещения БК/БМЗ
между каждой жилой кабеля (провода) и РЕ-проводником.
А.5.6.6
Выполнить операции, приведенные в А.5.6.2.
А.5.6.7
Подключить испытательную установку к группам цепей освещения БК/БМЗ
между каждой жилой кабеля (провода) и соседней жилой.
А.5.6.8
Выполнить операции, приведенные в А.5.6.2.
А.5.6.9
БК считают выдержавшим испытания, если не происходит пробоя изоляции
или перекрытия по поверхности.
А.5.7 Проверка работы системы отопления БК/БМЗ
А.5.7.1
Проверить паспортные характеристики обогревателей, применяемых в
составе БК/БМЗ, мощность устройств должна быть не более 2 кВт.
А.5.7.2
Выставить на термостатах обогревателей верхнюю границу нагрева.
Проверить срабатывание термостатов на обогревателях при достижении максимальной
температуры. Контроль температуры обогревателя осуществлять с применением пирометра.
А.5.7.3
Проверить наличие теплового расчета БК/БМЗ.
48
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ПАО «Транснефть»
А.5.8 Проверка работы системы кондиционирования и вентиляции
БК/БМЗ
А.5.8.1
Посредством системы обогрева и дополнительных нагревательных приборов
создать температуру внутри БК/БМЗ на уровне верхней границы рабочей температуры,
соответствующей климатическому исполнению ЩСУ по ГОСТ 15150.
А.5.8.2
Проверить
возможность
системы
кондиционирования
обеспечивать
поддержание температуры воздуха внутри БК/БМЗ на уровне 30 °С.
А.5.8.3
Проверить возможность автоматического перекрытия воздуховодов БК/БМЗ
при полном отключении внешнего электропитания и переход в рабочее состояние при
восстановлении внешнего электропитания.
А.5.9 Проверка работы системы пожарной сигнализации БК/БМЗ
А.5.9.1
Проверить
работу
пожарных
извещателей
посредством
имитации
возникновения пожара.
А.5.9.2
Проверить прохождение сигнала «Пожар» в шкаф телемеханики и систему
управления микроклиматом, при имитации возникновения пожара.
А.5.9.3
Проверить отключение системы кондиционирования, обогрева, вентиляции
и закрытия заслонок воздуховодов при прохождении сигнала о возникновении пожара.
А.5.9.4
Проверить включение светового табло «ПОЖАР» и срабатывание звуковой
сигнализации при прохождение сигнала о возникновении пожара.
А.5.10 Проверка освещенности БК/БМЗ
А.5.10.1
Измерение освещенности внутри БК/БМЗ проводится люксметром не
менее чем в восьми контрольных точках, максимально удаленных от источника освещения в
пределах БК/БМЗ.
А.5.10.2
По
результатам
измерений
определяется
минимальный
уровень
освещенности внутри БК/БМЗ по формуле (2).
А.5.10.3
БК/БМЗ
считается
выдержавшим
испытание,
если
измеренный
минимальный уровень освещенности составляет не менее 200 лк.
49
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Б
(рекомендуемое)
Схемы испытаний и измерений
Б.1
Схема проверки цепи заземления приведена на рисунке Б.1.
Рисунок Б.1 – Схема проверки цепи заземления
Б.2
Схема измерения сопротивления изоляции приведена на рисунке Б.2.
Rx – сопротивление измеряемой цепи
Рисунок Б.2 – Схема подключения мегаомметра
Схемы подключения установки при испытании электрической прочности изоляции
главных цепей шкафа ЩСУ приведены на рисунках Б.3 и Б.4.
50
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Рисунок Б.3 – Испытание главных цепей «все полюса – корпус ЩСУ»
Рисунок Б.4 – Испытание главных цепей «полюс – корпус ЩСУ»
Схема подключения установки при испытании электрической прочности изоляции
вспомогательных цепей шкафа ЩСУ приведена на рисунках Б.5 и Б.6.
1
2
3
4
1 – цепи управления; 2 – цепи сигнализации; 3 – токовые цепи; 4 – цепи освещения
Рисунок Б.5 – Испытание вспомогательных цепей «токопроводящий узел вторичных
цепей/группа вторичных цепей напряжением – корпус ЩСУ»
51
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
1
2
3
4
1 – цепи управления; 2 – цепи сигнализации; 3 – токовые цепи; 4 – цепи освещения
Рисунок Б.6 – Испытание вспомогательных цепей между собой
Схема подключения установки при испытании УЗИП приведена на рисунке Б.7.
L1
L2
L3
PEN
L
̴̴̴~220 В
SF
1
PEN
Испытательная
установка
Рисунок Б.7 – Схема испытаний УЗИП
52
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение В
(справочное)
Измерение расстояний утечки и воздушных зазоров
В.1 Условия и порядок проведения измерений расстояний утечки и воздушных
зазоров приведены в таблице В.1. При измерениях, приведенных в таблице В.1, не
учитывают различия между зазорами и желобками или типами изоляции.
Т а б л и ц а В .1 – Условия и порядок проведения измерений расстояний утечки и воздушных
зазоров
№
п/п
1
1
2
3
4
Условие измерения
Порядок измерения
Схема измерения
2
Расстояние утечки
проходит через
желобок с
параллельными или
сходящимися
боковыми стенками
любой глубины при
ширине менее X мм
Рассматриваемое
расстояние
утечки
проходит
через
желобок
с
параллельными
боковыми
стенками
любой
глубины
шириной X мм или
более
3
4
Расстояние утечки и
размер воздушного зазора
измеряют по прямой
линии поверх желобка как
показано на схеме
измерения
Размер воздушного зазора
определяют по прямой.
Расстояние
утечки
проходит по контуру
желобка
Размер воздушного зазора
определяют по прямой
линии. Расстояние утечки
проходит по контуру
желобка, но замыкает
накоротко его дно по
вставке шириной X мм
Размер воздушного зазора
равен
кратчайшему
Рассматриваемое
расстоянию над вершиной
расстояние
утечки
ребра. Расстояние утечки
охватывает ребро
проходит по контуру
ребра
Рассматриваемое
расстояние
утечки
проходит
через
клиновидный желобок
шириной более X мм
53
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Продолжение таблицы В.1
№
п/п
1
Условие измерения
Порядок измерения
Схема измерения
2
3
4
5
В расстояние утечки
входит нескрепленный Размер воздушного зазора
стык
с
желобками и
расстояние
утечки
шириной менее Х мм определяют по прямой
по обе стороны от него
6
В расстояние утечки
входит нескрепленный
стык
с
желобками
шириной Х мм или
более по обе стороны
от него
Размер воздушного зазора
определяют по прямой
линии. Расстояние утечки
проходит по контуру
желобков
7
В расстояние утечки
входит нескрепленный
стык
с
желобком
шириной менее Х мм с
одной стороны или
более Х мм с другой
стороны
Размер воздушного зазора
и
расстояние
утечки
соответствуют
приведенным на схеме
измерения
8
Расстояние
утечки
поперек
нескрепленного стыка
меньше, чем поверх
барьера
Размер воздушного зазора
равен
кратчайшему
расстоянию
утечки
в
воздухе поверх барьера
9
Размер зазора между
головкой
винта
и
стенкой
паза
достаточно большой,
чтобы принимать его
во внимание
Размер воздушного зазора
и
расстояние
утечки
соответствуют
приведенным на схеме
измерения
54
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Окончание таблицы В.1
№
п/п
1
10
Условие измерения
Порядок измерения
Схема измерения
2
3
4
Размер зазора между
головкой
винта
и
стенкой
паза
недостаточно большой,
чтобы принимать его
во внимание
Расстояние
утечки
измеряют от винта до
стенки, если оно равно
Х мм
–
Размер воздушного зазора
равен
; расстояние
утечки равно
;
свободно
движущаяся
часть
11
П р и м е ч а н и е – В настоящей таблице применены следующие обозначения:
– расстояние утечки;
– воздушный зазор.
В.2 Ширина желобков, приведенная на схемах измерений в таблице В.1, применима
для всех условий измерений в зависимости от степени загрязнения по ГОСТ Р 50030.1
(6.1.3.2). Значения минимальной ширины желобков приведены в таблице В.2.
Т а б л и ц а В.2 – Значение минимальной ширины желобка
№
п/п
1
1
2
3
4
Степень загрязнения
по ГОСТ Р 50030.1
2
1
2
3
4
Минимальная ширина желобка X, мм
3
0,25
1,00
1,50
2,50
Если размер соответствующего воздушного зазора меньше 3 мм, минимальную ширину
желобка допускается уменьшить до 1/3 этого зазора.
Кроме указанного выше:
-
предполагают, что каждый угол перекрывается изолирующей вставкой шириной
мм, находящейся в самом неблагоприятном положении (см. таблицу В.1, строку 3);
-
если расстояние между верхними кромками желобка равно
мм или более,
расстояние утечки измеряют по контуру желобка (см. таблицу В.1, строку 2);
55
ПАО «Транснефть»
-
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
измерение расстояния утечки и размеров воздушных зазоров, измеренных между
частями, подвижными относительно друг друга, проводят тогда, когда эти части занимают
самое неблагоприятное положение.
В.3 Ребра препятствуют загрязнению и увеличивают скорость высыхания изоляции, а
также снижают вероятность появления токов утечки. Поэтому расстояние утечки можно
сократить до 0,8 от требуемой величины, если минимальная высота ребра 2 мм, как это
приведено на рисунке В.1.
Н – минимальная высота ребра 2 мм;
В – минимальная
ширина
основания,
к механической прочности.
соответствующая
требованиям
Рисунок В.1 – Схематическое изображение ребра
56
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Г
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки уровня освещенности отсеков ЩСУ
Протокол №_______________
проверки уровня освещенности отсеков ЩСУ
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № ______________
____________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения измерений _________________________________________________
____________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________
5 Средства измерений
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты измерений
№
п/п
Место измерения
Измеренный уровень
освещенности, лк
Минимально допустимый уровень
освещенности, лк
Заключение
1
2
3
4
5
7 Заключение ________________________________________________________________
____________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________
Измерения произвели
____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
57
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Д
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки воздушных зазоров и расстояний путей утечки
между токоведущими частями
Протокол № _______________
проверки воздушных зазоров и расстояний путей утечки между токоведущими частями
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № _______________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения измерений __________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
5 Средства измерений
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты измерений расстояний воздушных зазоров между токоведущими частями
№
п/п
1
Наименование испытания
(измерения), цепь, аппарат,
устройство, место измерения
2
Измеренное расстояние воздушных зазоров
Минимально допустимое
Заключение
между токоведущими частями, мм
значение воздушных зазоров, мм
3
4
5
7 Результаты измерений расстояний путей утечки между токоведущими частями:
№
п/п
1
Наименование испытания
(измерения), цепь, аппарат,
устройство, место измерения
2
Измеренное расстояние путей утечки между
токоведущими частями, мм
Минимально допустимое
значение путей утечки, мм
Заключение
3
4
5
8 Заключение:_________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Измерения произвели
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
58
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Е
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки непрерывности цепи защитного заземления
Протокол №_______________
проверки непрерывности цепи защитного заземления
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № ______________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения измерений _________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
5 Средства измерений
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты измерений
№
п/п
1
Цепь, устройство
2
Измеренное значение величины
сопротивления, Ом
3
Максимальное допустимое значение
величины сопротивления, Ом
4
Заключение
5
7 Заключение:_________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Измерения произвели
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
59
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Форма протокола измерения сопротивления изоляции главных
и вспомогательных цепей
Протокол №_______________
измерения сопротивления изоляции главных и вспомогательных цепей
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № ______________
____________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения измерений _________________________________________________
____________________________________________________________________________
5 Средства измерений
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты измерений сопротивления изоляции главных цепей
№
п/п
Цепь, аппарат,
устройство
Значение
измерительного
напряжения, кВ
1
2
3
Сопротивление
изоляции между
фазами Rф-ф, МОм
А-В
В-С
С-А
4
5
6
Сопротивление
изоляции относительно
корпуса Rф-з, МОм
А
В
С
7
8
9
Минимально
допустимое значение
сопротивления, МОм
Заключение
10
11
7 Результаты измерений сопротивления изоляции вспомогательных цепей
№
п/п
Цепь, аппарат,
устройство
Значение
измерительного
напряжения, кВ
Сопротивление
изоляции между
цепями, МОм
Сопротивление
изоляции цепей
относительно корпуса,
МОм
Минимально
допустимое значение
сопротивления, МОм
Заключение
1
2
3
4
5
6
7
8 Заключение:_______________________________________________________________
____________________________________________________________________________
Измерения произвели
____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
60
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение И
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки электрической прочности изоляции главных
и вспомогательных цепей
Протокол №_______________
испытания электрической прочности изоляции главных и вспомогательных цепей
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № _______________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения испытаний _________________________________________________
_____________________________________________________________________________
5 Средства испытаний
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты испытаний электрической прочности изоляции главных и вспомогательных
цепей напряжением промышленной частоты
№
Точки приложения
Номинальное
п/п испытательного напряжения напряжение, кВ
1
2
3
Фаза
4
Напряжение испытаний,
кВ
5
Продолжительность
испытаний, с
6
Заключение
7
Результаты испытаний электрической прочности изоляции главных цепей импульсным
напряжением
№
Точки приложения
Номинальное
п/п испытательного напряжения напряжение, кВ
1
2
3
Фаза
4
Напряжение испытаний,
кВ
5
Продолжительность
испытаний, с
6
Заключение
7
8 Заключение________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Испытания произвели
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
61
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение К
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки УЗИП
Протокол №_______________
проверки УЗИП
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № _______________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения испытаний _________________________________________________
_____________________________________________________________________________
5 Средства испытаний
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты проверки УЗИП
№
п/п
Цепь, аппарат, устройство
1
2
Измеренное напряжение,
при котором произошло открытие
варистора
3
Уровень напряжения защиты, указанный в
технической документации на УЗИП, Uр, кВ
Заключение
4
5
7 Заключение________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Испытания произвели
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
62
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ПАО «Транснефть»
Приложение Л
(рекомендуемое)
Форма протокола испытаний трансформаторов тока
Протокол №_______________
испытания трансформаторов тока
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № _________________
______________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения измерений _________________________________________________
_____________________________________________________________________________
5 Средства измерений
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты измерений
6.1 Результаты снятия характеристик намагничивания:
№
Цепь, устройство
п/п
1
Порядковый
номер
измерения
2
Значения ВАХ
исправного аналога
(типовой),
U, В
I, А
6
7
Измеренные
значения ВАХ
U, В
4
3
I, А
5
Допустимая величина
отклонения
измеренных значений
от типовых, %
Заключение
8
6.2 Результаты измерения коэффициента трансформации:
№
п/п
Цепь, устройство
Измеренные значения
коэффициента
трансформации
Паспортное значение
коэффициента
трансформации
U, В
1
2
3
4
Измеренная величина Допустимая величина
отклонения
отклонения
коэффициента
коэффициента
Заключение
трансформации от
трансформации от
паспортного
паспортного
значения, %
значения, %
5
6
7
7 Заключение__________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Испытания произвели
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
63
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение М
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки механического срабатывания силовых
коммутационных аппаратов
Протокол №_______________
проверки механического срабатывания силовых коммутационных аппаратов
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № ______________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения испытаний _______________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
5 Результаты испытаний
Наименование и тип АВ
№
(контактора), наименование
п/п
блокировки
1
2
Замечания
3
«+» – КА сработал/«-» – КА не сработал
1
4
2
5
3
6
4
7
5
8
Заключение
9
6 Заключение:______________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
Испытания произвели
___________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
___________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
___________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
64
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
ПАО «Транснефть»
Приложение Н
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки механических блокировок выкатных
элементов
Протокол №_______________
проверки механических блокировок выкатных элементов
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № _____________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения испытаний _______________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
5 Результаты испытаний
№
п/п
Наименование и тип АВ
(контактора)
1
2
«+» – блокировки сработали/«-» – блокировки не сработали
1
2
3
4
5
3
4
5
6
7
Заключение
8
6 Заключение______________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
Испытания провели
___________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
___________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
___________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
65
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение П
(рекомендуемое)
Форма протокола проверки работоспособности защит устройств
управления, сигнализации и защиты
Протокол №_______________
проверки работоспособности защит устройств управления, сигнализации и защиты
1 Наименование оборудования, тип, обозначение КД, ТУ, заводской № _______________
____________________________________________________________________________
2 Дата «_____»___________ 20__ г.
3 Время ______________________
4 Место проведения испытаний (измерений) ______________________________________
____________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________
5 Средства испытаний
№
п/п
1
Наименование
Тип
Заводской номер
Дата следующей поверки
2
3
4
5
6 Результаты испытаний (измерений)
6.1 Проверка работы АВР, ВНР и АВ ДЭС
№
п/п
Наименование испытания (измерения)
Замечания
«+» – сработал/«-» – не сработал
Заключение
1
2
3
4
5
6.2 Проверка работы блокировок АВР, АВ ДЭС, ВВ1, ВВ2
№
п/п
Наименование испытания (измерения)
Замечания
«+» – сработал/«-» – не сработал
Заключение
1
2
3
4
5
6.3 Проверка электромагнитных расцепителей АВ
№
п/п
Наименование и тип АВ
1
2
Величина силы тока, А
Номинальный ток, А Испытательное
по КД
значение
3
4
5
Время срабатывания, с
измер.
по КД
6
7
Заключение
8
6.4 Проверка тепловых расцепителей АВ
№
п/п
Наименование и тип
автоматического выключателя
1
2
Величина силы тока, А
Номинальный ток, А Испытательное
по КД
значение
3
4
5
Время срабатывания, с
измер.
по КД
6
7
Заключение
8
66
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
6.5 Проверка включения КА при уровне напряжении оперативного тока 0,9 Uном
№
п/п
Наименование и тип АВ
(контактора)
1
2
Напряжение
оперативного
тока, В
3
«+» – КА включился/«-» – КА не включился
1
4
2
5
3
6
4
7
Заключение
5
8
9
6.6 Проверка отключения КА при уровне напряжении оперативного тока 0,8 Uном
№
п/п
Наименование и тип АВ
(контактора)
1
2
Напряжение
оперативного
тока, В
3
«+» – КА отключился/«-» – КА не отключился
1
4
2
5
3
6
4
7
Заключение
5
8
9
6.7 Проверка отпадания и притяжения магнитных пускателей
№
п/п
1
Измеренное значение
Наименование и тип
напряжения отпадания
магнитного пускателя
ПМ, В
2
3
Нормируемое Измеренное
значение
значение
напряжения
напряжения
отпадания ПМ, В притяжения ПМ, В
4
5
Нормируемое значение
напряжения притяжения Заключение
ПМ, В
6
7
6.8 Проверка устройств сигнализации
6.8.1 Проверка прохождения сигналов по цифровому интерфейсу передачи данных
прохождение сигналов по цифровому
№
п/п
Наименование сигнала
1
2
интерфейсу передачи данных
Заключение
«+» – сигнал прошел/«-» – сигнал не прошел
3
4
6.8.2 Проверка работы световой сигнализации на лицевой панели ЩСУ
№
п/п
Наименование и тип
АВ (контактора)
1
2
Фактический цвет
Требуемый цвет
Состояние КА
световой сигнализации световой сигнализации
(включенное/отключенное)
(зеленый/красный)
(зеленый/красный)
3
4
5
Заключение
6
7 Заключение ________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Испытания (измерения) провели
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
Протокол проверил
_____________________________________________________________________________
должность
И.О. Фамилия
подпись
67
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение Р
(обязательное)
Форма протокола приемо-сдаточных испытаний
ПРОТОКОЛ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ №_______________
Наименование продукции, тип, обозначение ТУ: ___________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Заводской № __________________________________________________________________
Место проведения испытаний (измерений) ________________________________________
_____________________________________________________________________________
Результаты испытаний (измерений)
№
п/п
1
1
Перечень проверок и испытаний в
соответствии с требованиями ПМИ
2
Проверка наличия технической
документации и сопроводительных
документов
2
Внешний осмотр, проверка комплектности,
проверка габаритных, установочных,
присоединительных размеров и монтажа
3
Проверка уровня освещенности отсеков ЩСУ
4
5
6
7
8
9
Результаты проверок
и испытаний
3
Соответствие
характеристикам,
указанным в ПМИ
4
Подпись
исполнителя,
дата
5
Примечание
6
Проверка соответствия ЩСУ проектным
схемам
Проверка непрерывности цепи защитного
заземления
Проверка воздушных зазоров и расстояний
путей утечки между токоведущими частями
Измерение сопротивления изоляции главных
и вспомогательных цепей
Испытание электрической прочности
изоляции напряжением промышленной
частоты главных и вспомогательных цепей
Испытание электрической прочности
изоляции напряжением грозовых импульсов
главных и вспомогательных цепей
10 Проверка УЗИП
11 Испытание трансформаторов тока
Проверка механического срабатывания
12
силовых КА
13
Проверка блокировок выкатных элементов
(при наличии)
Проверка работоспособности защит устройств
14 управления, сигнализации, защиты и
регулирования
15 Проверка комплекта ЗИП
Заключение __________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Представитель поставщика _____________________________«____»____________ 20__ г.
Представитель заказчика _______________________________«____»____________ 20__ г.
68
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Приложение С
(обязательное)
Форма акта приемо-сдаточных испытаний
АКТ № _______
о результатах приемо-сдаточных испытаний
Наименование продукции, тип, обозначение ТУ: _________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Данные результаты приемо-сдаточных испытаний распространяются на продукцию, тип,
обозначение ТУ: ______________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Начало испытаний
«______» ________________ 20 _____ г.
Окончание испытаний
«_______» ________________ 20 _____ г.
Место проведения испытаний (измерений) ________________________________________
_____________________________________________________________________________
1 Результаты испытаний
_____________________________________________________________________________
положительный или отрицательный результат в целом; при отрицательном результате
_____________________________________________________________________________
перечисляют выявленные дефекты или приводят ссылки на перечень дефектов
_____________________________________________________________________________
2 Заключение
_____________________________________________________________________________
выдержала или не выдержала продукция приемо-сдаточные испытания
3 Предложения
_____________________________________________________________________________
4 Основание: протокол приемо-сдаточных испытаний № ___ от «_____» _______ 20 __ г.
Представитель заказчика _______________________________«____»____________ 20__ г.
Представитель поставщика _____________________________«____»____________ 20__ г.
69
ПАО «Транснефть»
Магистральный трубопроводный транспорт нефти
и нефтепродуктов. Щиты станций управления.
Типовая программа и методика
приемо-сдаточных испытаний
Библиография
[1]
ГОСТ IEC 61439-1-2013 Устройства комплектные низковольтные распределения и
управления. Часть 1. Общие требования
[2]
ТР ТС 004/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности
низковольтного оборудования»
[3]
ТР ТС 020/2011 Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная
совместимость технических средств»
[4]
Правила противопожарного режима в
Российской
Федерации
(утверждены
постановлением Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 № 390)
[5]
Инструкция о порядке допуска в эксплуатацию электроустановок для производства
испытаний
(измерений)
–
электролабораторий
(утверждена
руководителем
Госэнергонадзора Минэнерго России Б.П. Варнавским 13.03.2001)
[6]
Правила по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах и размещении грузов
(утверждены приказом Министерства труда и социальной защиты Российской
Федерации от 17.02.2016 № 642н)
[7]
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила
безопасности опасных производственных объектов, на которых используются
подъемные сооружения» (утверждены приказом Ростехнадзора от 12.11.2013 № 533)
[8]
ГОСТ IEC 61643-11-2013 Устройства защиты от перенапряжений низковольтные.
Часть 11. Устройства защиты от перенапряжений, подсоединенные к низковольтным
системам распределения электроэнергии. Требования и методы испытаний
[9]
Цветовой регистр стандартных образцов RAL (RAL Standards. Color Collection RAL),
Германия
[10] ГОСТ 31149-2014 (ISO 2409:2013) Материалы лакокрасочные. Определение адгезии
методом решетчатого надреза
70
