Szczegółowe zasady eksploatacji sieci elektroenergetycznych.

ZARZĄDZENIE

MINISTRA GÓRNICTWA I ENERGETYKI

z dnia 17 lipca 1987 r.

w sprawie szczegółowych zasad eksploatacji sieci elektroenergetycznych. ^*

Na podstawie art. 30 ust. 1 ustawy z dnia 6 kwietnia 1984 r. o gospodarce energetycznej (Dz. U. Nr 21, poz. 96) zarządza się, co następuje:

§  1.

1. Zarządzenie określa szczegółowe zasady eksploatacji sieci elektroenergetycznych w jednostkach gospodarki uspołecznionej i nie uspołecznionej.

2. Ilekroć w zarządzeniu jest mowa o sieci elektroenergetycznej, rozumie się przez to:

1) elektroenergetyczne linie napowietrzne wraz z zainstalowanymi na nich łącznikami, zabezpieczeniami, ochroną przeciwporażeniową i przeciwprzepięciową, zwane dalej "liniami napowietrznymi",

2) elektroenergetyczne linie kablowe wraz z zainstalowanymi na nich łącznikami, zabezpieczeniami, ochroną przeciwporażeniową i przeciwprzepięciową, zwane dalej "liniami kablowymi",

3) elektroenergetyczne linie, w których zastosowano przewody gołe, izolowane lub szynowe, ułożone na stałe w pomieszczeniach, lub na zewnątrz pomieszczeń, wraz z osprzętem, tablicami i ochroną przeciwporażeniową, zwane dalej "instalacjami",

4) stacje elektroenergetyczne, stanowiące zespół urządzeń służących do przetwarzania lub rozdzielania albo przetwarzania i rozdzielania energii elektrycznej, znajdujących się we wspólnym pomieszczeniu lub ogrodzeniu albo umieszczonych na wspólnych konstrukcjach wsporczych wraz z urządzeniami pomocniczymi, zwane dalej "stacjami".

3. Szczegółowych zasad eksploatacji nie stosuje się do sieci elektroenergetycznej zainstalowanej w miejscu zakwalifikowanym na podstawie odrębnych przepisów do odpowiedniej kategorii zagrożenia wybuchem.

§ 2. Eksploatację sieci elektroenergetycznej należy prowadzić zgodnie z przepisami zarządzenia oraz ogólnymi zasadami eksploatacji określonymi w zarządzeniu Ministrów Górnictwa i Energetyki oraz Gospodarki Materiałowej i Paliwowej z dnia 18 lipca 1986 r. w sprawie ogólnych zasad eksploatacji urządzeń i instalacji energetycznych (Monitor Polski Nr 25, poz. 174).

§ 3. Przyjęcie do eksploatacji sieci elektroenergetycznej nowej, przebudowanej lub po remoncie może nastąpić po przeprowadzeniu prób oraz po stwierdzeniu, że zostały spełnione wymagania określone w normach, warunkach technicznych budowy urządzeń elektroenergetycznych, warunkach technicznych wykonywania i odbioru robót oraz w dokumentacji projektowej i fabrycznej.

§  4.

1. Transformatory o mocy znamionowej 100 MVůA i większej z uzwojeniami o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym, transformatory blokowe, rozdzielnie szynowe wielopolowe o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym, linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym oraz inne urządzenia określone przez kierownika jednostki organizacyjnej, wymienionej w § 1 ust. 1, przed przyjęciem do eksploatacji powinny być poddane ruchowi próbnemu.

2. Warunki ruchu próbnego powinny być uzgodnione między eksploatującym, producentem i wykonawcą, z tym że czas trwania ruchu próbnego nie może być krótszy niż 48 godzin.

§  5.

1. Ruch sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV powinien być prowadzony na podstawie programu pracy. Dla poszczególnych części sieci elektroenergetycznej mogą być opracowane odrębne programy pracy.

2. Program pracy sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV opracowuje się na polecenie kierownika jednostki organizacyjnej wymienionej w § 1 ust. 1.

3. W programie pracy sieci elektroenergetycznej powinny być określone w szczególności:

1) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i przy zakłóceniach,

2) wymagane poziomy napięć,

3) wartości mocy zwarciowych,

4) rozpływy mocy czynnej i biernej,

5) dopuszczalne obciążenia,

6) warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i dodatkowych źródeł mocy biernej,

7) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,

8) nastawienia zaczepów dławików gaszących,

9) ograniczenia poboru mocy elektrycznej,

10) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów,

11) charakterystyka odbiorników,

12) harmonogram pracy transformatorów.

4. Program pracy sieci elektroenergetycznej należy aktualizować nie rzadziej niż:

1) raz w roku - dla sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

2) co 5 lat - dla sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV.

§  6.

1. Prowadzenie ruchu sieci elektroenergetycznej powinno być udokumentowane, a zdarzenia ruchowe bieżąco rejestrowane w dzienniku operacyjnym ruchu. Szczegółowy zakres i formy rejestracji określa instrukcja eksploatacji.

2. W sieci elektroenergetycznej należy prowadzić pomiary ruchowe. Wartości pomiarów powinny być odnotowywane w terminach i zakresach niezbędnych do prowadzenia ruchu oraz ustalenia programu pracy sieci lub jej części, nie rzadziej niż:

1) raz w czasie zmiany - w stacjach ze stałą obsługą,

2) raz w roku, w miarę możliwości w dniach i godzinach największego obciążenia - w stacjach bez stałej obsługi o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym,

3) co 5 lat - w innych punktach sieci.

§  7.

1. Ruch sieci elektroenergetycznej może być prowadzony, jeżeli jej urządzenia są sprawne. W razie stwierdzenia niepełnej sprawności urządzeń sieci, należy niezwłocznie zbadać powstałe zagrożenie i wyłączyć urządzenie z ruchu lub dopuścić do jego dalszej pracy z zastosowaniem środków ograniczających skutki zagrożenia.

2. Zagrożenie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia oraz bezpieczeństwa pożarowego, powstałe wskutek uszkodzenia sieci elektroenergetycznej, należy usuwać w pierwszej kolejności.

3. Wyłączenie z ruchu urządzeń powodujące pogorszenie warunków pracy sieci elektroenergetycznej i zasilania odbiorników powinno trwać jak najkrócej.

§ 8. Utrzymanie sieci elektroenergetycznej w należytym stanie technicznym powinno być zapewnione przez poddawanie sieci oględzinom, przeglądom, konserwacjom i remontom oraz pomiarom i próbom eksploatacyjnym w zakresie i terminach określonych w załączniku do zarządzenia.

§ 9. Oględziny sieci elektroenergetycznej powinny być wykonywane w miarę możliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej zdolności do pracy.

§  10.

1. Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym należy przeprowadzać nie rzadziej niż raz w roku, a o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV - nie rzadziej niż co 5 lat.

2. Podczas przeprowadzania oględzin linii napowietrznych należy sprawdzić w szczególności:

1) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i izbic,

2) stan przewodów i ich osprzętu,

3) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporażeniowej,

4) stan odcinków kablowych sprawdzanej linii napowietrznej,

5) stan izolacji linii,

6) stan napisów informacyjnych, oznaczeń identyfikacyjnych i tablic ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń z dokumentacją techniczną,

7) stan izolacji oświetleniowej i jej elementów,

8) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi drzew oraz od obiektów znajdujących się w pobliżu linii,

9) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo zapalnych,

10) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu.

§  11.

1. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym należy przeprowadzać nie rzadziej niż raz w roku, a o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV - nie rzadziej niż co 5 lat.

2. Podczas przeprowadzania oględzin linii kablowych należy sprawdzić w szczególności:

1) stan oznaczników linii kablowych i tablic ostrzegawczych na brzegach rzek,

2) stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych,

3) stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi,

4) stan głowic kablowych,

5) stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków,

6) stan urządzeń dodatkowego wyposażenia linii,

7) stan łączników i zabezpieczeń w sieci o napięciu znamionowym 1 kV i niższym,

8) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych oraz sprzętu pożarniczego.

3. W ramach oględzin, o których mowa w ust. 2, należy także sprawdzić, czy w pobliżu tras linii kablowych nie prowadzi się wykopów oraz czy na trasach linii kablowych nie są składowane duże i ciężkie elementy, mogące utrudniać dostęp do kabla.

§  12.

1. Oględziny stacji ze stałą obsługą należy przeprowadzać w niezbędnym zakresie - nie rzadziej niż raz w czasie zmiany roboczej i raz w miesiącu - w pełnym zakresie. Oględziny stacji bez stałej obsługi o górnym napięciu znamionowym 110 kV i wyższym należy przeprowadzać nie rzadziej niż raz w miesiącu, a o górnym napięciu znamionowym niższym niż 110 kV - nie rzadziej niż raz w roku.

2. Podczas przeprowadzania oględzin stacji należy sprawdzić w szczególności:

1) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,

2) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w programie pracy,

3) zgodność położenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń stacji,

4) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,

5) stan transformatorów, przekładników, dławików gaszących i odgromników,

6) stan baterii kondensatorów w zakresie określonym odrębnymi przepisami,

7) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz central telemechaniki,

8) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestrujących,

9) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników,

10) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych,

11) poziom gasiwa lub czynnika izolującego w urządzeniach,

12) stan i gotowość ruchową urządzeń potrzeb własnych prądu przemiennego,

13) stan urządzeń i instalacji sprężonego powietrza,

14) stan prostowników oraz stan i stopień naładowania baterii akumulatorów w zakresie określonym odrębnymi przepisami,

15) gotowość ruchową przetwornic awaryjnego zasilania urządzeń teletechnicznych,

16) działanie oświetlenia elektrycznego stacji,

17) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie odgromników, wyłączników, przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej,

18) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji,

19) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych i ich wyposażenia, instalacji wodnokanalizacyjnych, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporażeniowej, kabli, przewodów i ich osprzętu,

20) stan urządzeń ogrzewczych i wentylacyjnych oraz wysokość temperatury w pomieszczeniach i warunki chłodzenia urządzeń,

21) działanie łączy teletechnicznych, lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji, określonych w instrukcji eksploatacji,

22) stan i kompletność dokumentacji eksploatacyjnej znajdującej się w stacji,

23) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do użytku sprzętu ochronnego,

24) stan izolacji i urządzeń przeciwpożarowych oraz sprzętu pożarniczego.

§  13.

1. Oględziny instalacji należy przeprowadzać nie rzadziej niż co 5 lat.

2. Podczas przeprowadzania oględzin instalacji należy sprawdzić w szczególności:

1) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania,

2) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do skrzynek przyłączeniowych, odbiorników energii elektrycznej i osprzętu,

3) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów,

4) stan ochrony przeciwporażeniowej,

5) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,

6) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a także ich zgodność z dokumentacją techniczną.

§ 14. Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń sieci elektroenergetycznej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu technicznego sieci.

§  15.

1. Przegląd linii napowietrznych powinien obejmować w szczególności:

1) oględziny w zakresie określonym w § 10 ust. 2,

2) pomiary i próby eksploatacyjne określone pod lp. 1 i 10 załącznika,

3) konserwacje i naprawy.

2. Przegląd linii kablowej powinien obejmować w szczególności:

1) oględziny w zakresie określonym w § 11 ust. 2,

2) pomiary i próby eksploatacyjne określone pod lp. 2 i 10 załącznika,

3) sprawdzenie stanu instalacji olejowej i sygnalizacyjnej linii, w której zainstalowano kable olejowe,

4) konserwacje i naprawy.

3. Przegląd urządzeń stacji powinien obejmować w szczególności:

1) oględziny w zakresie określonym w § 12 ust. 2,

2) pomiary i próby eksploatacyjne określone pod lp. 3-9 załącznika,

3) sprawdzenie stanu technicznego transformatorów, przekładników, dławików gaszących i odgromników,

4) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów, telemechaniki i sygnalizacji,

5) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,

6) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji sprężonego powietrza,

7) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego i stałego,

8) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,

9) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń zapewniających bezpieczeństwo pracy,

10) konserwacje i naprawy.

4. Przegląd instalacji powinien obejmować w szczególności:

1) oględziny w zakresie określonym w § 13 ust. 2,

2) pomiary i próby eksploatacyjne określone pod p. 11 załącznika,

3) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej,

4) konserwacje i naprawy.

§  16.

1. Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym należy dokonywać nie rzadziej niż raz w roku, a o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV - nie rzadziej niż co 5 lat.

2. Przy dokonywaniu oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej należy uwzględniać w szczególności:

1) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,

2) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci,

3) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci,

4) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej,

5) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji,

6) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonania zabiegów konserwacyjnych, napraw i remontów,

7) warunki wynikające z planowej rozbudowy sieci,

8) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej,

9) zalecenia pokontrolne organów upoważnionych do kontroli gospodarki energetycznej.

§ 17. Remonty sieci elektroenergetycznej należy przeprowadzać w terminach i zakresach wynikających z oceny stanu technicznego.

§ 18. Tracą moc:

1) zarządzenie Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 25 października 1969 r. w sprawie eksploatacji transformatorów (Monitor Polski Nr 47, poz. 368),

2) zarządzenie Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 24 grudnia 1971 r. w sprawie eksploatacji sieci elektroenergetycznych (Monitor Polski z 1972 r. Nr 1, poz. 8),

3) zarządzenie Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 15 listopada 1973 r. w sprawie eksploatacji stacji elektroenergetycznych (Monitor Polski Nr 53, poz. 299).

§ 19. Zarządzenie wchodzi w życie z dniem ogłoszenia.

ZAŁĄCZNIK

ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Termin wykonania
1	2	3	4	5
1	Linie napowietrzne o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV.	Badanie stanu połączeń prądowych metodą termowizyjną lub równorzędną dla lini o napięciu znamionowym 220 kV i wyższym.	Obciążenie prądowe badanych połączeń nie powinno być mniejsze od 30% obciążenia znamionowego. Temperatura badanego połączenia nie powinna być wyższa od temperatury określonej w instrukcji eksploatacji.	Nie rzadziej niż co 10 lat
		Pomiar rezystancji uziemień przewodów odgromowych oraz odgromników i iskierników.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do eksploatacji.	Po wykonaniu naprawy uziemień.
		Pomiar rezystancji uziemień ochronnych słupów lub napięć rażenia.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do eksploatacji.
2	Linie kablowe 1. Linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym o izolacji papierowo-olejowej.	Pomiar rezystancji żył.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do eksploatacji.	Po wykonaniu naprawy.
		Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od 1000 MΩ.
		Próba napięciowa izolacji.	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie wyprostowane o wartości równej 4,5-krotnemu napięciu znamionowemu fazowemu dla kabli 64/110 kV oraz 4,0-krotnemu napięciu znamionowemu fazowemu dla kabli 130/220 kV.
		Sprawdzenie układu kontroli ciśnienia oleju.	Sprawność działania	Nie rzadziej niż co 2 lata
	2. Linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV o izolacji polietylenowej.	Pomiar rezystancji żył (roboczych i powrotnych).	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do eksploatacji.	Po wykonaniu naprawy.
		Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii nie mniejsza niż 1000 MΩ.
		Próba napięciowa izolacji.	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie wyprostowane o wartości 4 Uo gdzie Uo - napięcie pomiędzy żyłą a ziemią.
		Próba napięciowa powłoki polwinitowej.	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 2 min. napięcie wyprostowane o wartości 5 kV.	Nie rzadziej niż co 5 lat oraz po wykonaniu naprawy.
	3. Linie kablowe o izolacji papierowej o napięciu znamionowym 6 do 60 kV.	Sprawdzenie ciągłości żył.	Brak przerwy w żyłach.	Po wykonaniu naprawy
		Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20oC większa od 50 MΩ.
		Próba napięciowa izolacji.	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej.
	4. Linie kablowe o izolacji polietylenowej o napięciu znamionowym 10 do 20 kV.	Sprawdzenie ciągłości żył.	Brak przerwy w żyłach.	Po wykonaniu naprawy.
		Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20oC większa od 100 MΩ.
		Próba napięciowa izolacji.	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej.
		Próba napięciowa powłoki polwinitowej.	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 5 kV.
	5. Linie kablowe o izolacji polwinitowej o napięciu znamionowym 6 kV.	Sprawdzenie ciągłości żył.	Brak przerwy w żyłach.	Po wykonaniu naprawy.
		Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20oC większa od 200/3ÖS MΩ, gdzie: S - przekrój żyły kabla w mm2.
		Próba napięciowa izolacji.	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej.
		Próba napięciowa powłoki polwinitowej.	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 5 kV.
	6. Linie kablowe o napięciu znamionowym niższym niż 6 kV.	Sprawdzenie ciągłości żył.	Brak przerwy w żyłach.	Po wykonaniu naprawy.
		Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20oC nie mniejsza niż: 1) 75 MΩ w kablu o izolacji gumowej, 2) 20 MΩ w kablu o izolacji papierowej, 3) 100 MΩ w kablu o izolacji polietylenowej 4) 10/3ÖS MΩ w kablu o izolacji polwinitowej, gdzie: S - przekrój żyły kabla w mm2.
3	Połączenia prądowe w stacjach elektroenergetycznych o górnym napięciu znamionowym 220 kV i wyższym.	Badanie stanu połączeń prądowych metodą termowizyjną lub równorzędną.	Obciążenie prądowe badanych połączeń nie powinno być mniejsze od 30% obciążenia znamionowego. Temperatura badanego połączenia nie powinna być wyższa od temperatury określonej w instrukcji eksploatacji.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
4	Wyłączniki i zwierniki o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV.	Pomiar rezystancji izolacji głównej wyłącznika.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu do eksploatacji. Dla wyłączników małoolejowych rezystancje powinna wynosić co najmniej 50% wartości rezystancji określonej przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji.	Po przeglądzie wewnętrznym wyłącznika, z tym że dla wyłączników o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym nie rzadziej niż co 5 lat.
		Pomiar rezystancji głównych torów prądowych wyłącznika.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji.
		Pomiar czasów własnych i czasów niejednoczesności otwierania i zamykania wyłącznika.
		Badanie olejów wyłączników olejowych.	Brak wody wydzielonej. Napięcie przebicia nie niższe od 20 kV.
		Badanie gazów wyłączników z gazem SF6 jeżeli wymaga tego wytwórca.	Wymagania obowiązujące przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji.
		Próba szczelności wyłącznika powietrznego lub z gazem SF6, jeżeli wymaga tego wytwórca.	Spadek ciśnienia powietrza w wyłączniku powietrznym lub ciśnienie gazu SF6 powinny odpowiadać wymaganiom obowiązującym przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji.
		Pomiar zużycia powietrza wyłącznika powietrznego, jeżeli wymaga tego wytwórca.	Zużycie powietrza na przewietrzenie i na 1 cykl łączeniowy powinno odpowiadać wymaganiom obowiązującym przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji.
		Pomiar czasów łączenia układu zwiernik - odłącznik.	Czas zamykania zwiernika oraz czas otwarcia odłącznika na bezpieczną odległość powinny odpowiadać wymaganiom obowiązującym przy przyjmowaniu układu do eksploatacji.	Nie rzadziej niż raz w roku.
5	Przekładniki napięciowe i prądowe o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV.	Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń pierwotnych i wtórnych.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu przekładników do eksploatacji.	Przekładniki o napięciu znamionowym 220 kV i wyższym nie rzadziej niż co 5 lat. Pozostałe przekładniki nie rzadziej niż co 10 lat.
		Badanie oleju w przekładnikach olejowych niehermetyzowanych, wyposażonych we wskaźniki poziomu, wykonywane w razie uzyskania negatywnych wyników pomiaru rezystancji izolacji.	Olej przekładnika o napięciu znamionowym 110 kV lub niższym powinien spełniać wymagania jak dla transformatorów pod lp. 7.3. Olej przekładnika o napięciu znamionowym 220 kV i wyższym powinien spełniać wymagania jak dla transformatorów pod lp. 7.4.
6	Odgromniki zaworowe w stacjach o napięciu 110 kV i wyższym.	Pomiar rezystancji uziemienia lub rezystancji przejścia do sprawdzonego układu uziomowego.	Rezystancja uziemienia nie większa niż 5 Ω. Rezystancja przejścia nie większa niż 0,1 Ω.	Nie rzadziej niż co 10 lat.
		Pomiar prądu sterującego.	Wartość prądu sterującego zmierzona przy znamionowym napięciu i przeliczona do temperatury 20oC nie powinna być większa od wartości podanej przez wytwórcę.
		Pomiar statystycznego napięcia zapłonu.	Wartość napięcia zapłonu powinna mieścić się w podanych przez wytwórcę przedziałach i odpowiadać wartościom określonym w normie PN-71/E-06101.
		Sprawdzenie liczników zadziałań odgromników, których zadziałania są rejestrowane i analizowane.	Licznik powinien zadziałać przy impulsie prądowym z kondensatora.
7	Transformatory i dławiki. 1. Transformatory suche.	Pomiar rezystancji izolacji R60.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu transformatora do eksploatacji.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
	2. Transformatory olejowe o mocy 0,1 do 1,6 MV x A oraz dławiki do kompensacji ziemnozwarciowej.	Pomiar rezystancji izolacji oraz wskaźników R60/R15.	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 35 MΩ przy temperaturze 30oC. Wskaźnik R60/R15 nie mniejszy niż 1,15.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
		Badanie oleju w zakresie: 1) zawartości wody i ciał stałych	Brak wody wydzielonej i zawartości stałych ciał obcych.	Transformatory hermetyzowane nie rzadziej niż co 10 lat.
		2) rezystywności	Nie mniejsza niż 5 x 108 Ωm przy temperaturze 50oC
		3) napięcia przebicia	Nie niższe niż 30 kV przy temperaturze 20oC.
	3. Transformatory olejowe o mocy do 100 MV x A i napięciu znamionowym niższym niż 220 kV.	Pomiar rezystancji izolacji i wskaźników R60/R15.	Rezystancja izolacji przy temperaturze 30oC w układzie doziemnym uzwojeń: o napięciu znamionowym do 40 kV - nie mniejsza niż 75 MΩ, a o napięciu znamionowym wyższym niż 50 kV - nie mniejsza niż 100 MΩ. Rezystancja izolacji w układzie między uzwojeniami powinna być 5-krotnie wyższa niż w układzie doziemnym. Wskaźnik R60/R15 nie mniejszy niż 1,2 w układzie doziemnym i 1,4 w układzie pomiędzy uzwojeniami.	Po pierwszym roku eksploatacji, a następnie nie rzadziej niż co 5 lat.
		Pomiar rezystancji uzwojeń.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu transformatora do eksploatacji.
		Badanie podobciążeniowego przełącznika zaczepów w transformatorach o mocy większej od 25 MV x A.	Na podstawie analizy oscylogramów.
		Badanie oleju w zakresie:	klarowny
		1) klarowności,
		2) zawartości stałych ciał obcych	nie zawiera stałych ciał obcych
		3) liczby kwasowej	nie wyższa niż 0,6 mg KOH/g
		4) temperatury zapłonu	nie niższa niż 130oC
		5) napięcia przebicia	nie mniejsze niż 40 kV przy temperaturze 20oC
		6) rezystywności	nie niższa niż 2 x 109 Ωm przy temperaturze 50oC
		7) współczynnika stratności tgë	nie wyższy niż 0,15 przy temperaturze 50oC i częstotliwości 50 Hz.
		8) zawartości wody mierzonej metodą K.Fischera	niższa niż 40 g/t.
	4. Transformatory olejowe o mocy większej od 100 MV x A i napięciu znamionowym 220 kV i wyższym.	Pomiar rezystancji izolacji i wskaźników R60/R15.	Rezystancja izolacji przy temperaturze 30oC powinna być w układzie doziemnym nie mniejsza niż 1/C x 1000 MΩ, a w układach między uzwojeniami - nie mniejsza niż 10/C x 1000 MΩ, gdzie: C - pojemność układu (nF), w którym mierzono dany wskaźnik. Wskaźnik R60/R15 powinien być większy niż 1,3 w układach doziemnych i 2,0 w układach pomiędzy uzwojeniami.	Po pierwszym roku eksploatacji, a następnie nie rzadziej niż co 5 lat
		Pomiar pojemności i współczynnika stratności tgδ.	Wartość współczynnika stratności nie wyższa niż 0,05 przy temperaturze 30oC.
		Pomiar rezystancji uzwojeń.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu transformatora do eksploatacji.
		Badania podobciążeniowego przełącznika zaczepów.	Na podstawie analizy oscylogramów.
		Analiza chromatograficzna składu gazu rozpuszczonego w oleju.	Brak gazów rozpuszczonych w oleju, wskazujących uszkodzenie.
		Badanie wyładowań niezupełnych oraz analiza wibroakustyczna dla transformatorów o mocy 250 MV x A i większej.	Poziom wyładowań nie wskazujący na zagrożenie. Brak drgań wskazujących na uszkodzenie.
		Badanie oleju w zakresie:	klarowny
		1) klarowności
		2) zawartości stałych ciał obcych	nie zawiera stałych ciał obcych
		3) lepkości kinematycznej,	nie wyższa niż 30 cSt przy temperaturze 20oC
		4) gęstości	nie wyższa niż 0,905 g/cm3 przy temperaturze 20oC
		5) liczby kwasowej	nie wyższa niż 0,3 mg KOH/g dla transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV oraz nie wyższa niż 0,4 mg KOH/g dla pozostałych transformatorów
		6) temperatury zapłonu	nie niższa niż 130oC
		7) napięcia przebicia	przy temperaturze 20oC nie niższe niż 50 kV - dla transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV oraz nie niższe niż 45 kV - dla pozostałych transformatorów
		8) rezystywności	przy temperaturze 50oC nie niższa niż 1 x 1010 Ωm - dla transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV oraz nie niższa niż 5 x 109 Ωm - dla pozostałych transformatorów
		9) współczynnika stratności tgδ	przy temperaturze 50oC i częstotliwości 50 Hz: nie wyższy niż 0,06 dla transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV oraz nie wyższy niż 0,1 - dla pozostałych transformatorów
		10) zawartości wody mierzonej metodą K.Fischera	nie wyższa niż 30 g/t dla transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV oraz nie wyższa niż 35 g/t dla pozostałych transformatorów
8	Obwody wtórne 1. Układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.	Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
		Sprawdzenie wartości nastawionych.	Dokładność do 5% przy zasilaniu napięciem pomocniczym w zakresie 0,8-1,1 Unom.
		Sprawdzenie funkcjonalne.	Zgodnie z przyjętym programem działania układu elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.	Nie rzadziej niż raz w roku.
	2. Układy pomiarowo-ruchowe.	Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów - nie mniejsza niż 10 MΩ.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
		Sprawdzenie parametrów ruchowych.	Dokładność do 2,5%.
	3. Układy rejestrujące.	Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów - nie mniejsza niż 10 MΩ.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
		Sprawdzenie funkcjonalne działania i rejestracji.	Zgodnie z przyjętym programem działania układów rejestrujących.	Nie rzadziej niż raz w roku.
	4. Układy telemechaniki.	Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów - nie mniejsza niż 10 MΩ.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
		Sprawdzenie wartości nastawionych.	Dokładność do 5% przy zasilaniu napięciem pomocniczym w zakresie 0,8 - 1,1 Unom.
		Sprawdzenie funkcjonalne.	Zgodnie z przyjętym programem działania układów telemechaniki.	Nie rzadziej niż raz w roku.
	5. Układ sterowania i sygnalizacji.	Pomiar rezystancji izolacji.	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ.	Nie rzadziej niż co 5 lat.
		Sprawdzenie funkcjonalne.	Zgodnie z przyjętym programem działania układów sterowania i sygnalizacji.	Nie rzadziej niż raz w roku.
9	Ochrona przeciwporażeniowa w rozdzielniach	Pomiar rezystancji uziemienia.	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej.	Nie rzadziej niż co 10 lat oraz po zmianie warunków powodujących wzrost prądów uziomowych rozdzielni.
	1. Elektroenergetyczne rozdzielnie o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym.	Pomiar napięcia rażenia dotykowego i krokowego.	Przy wyznaczaniu napięcia rażenia i sprawdzenia zagrożenia spowodowanego wynoszeniem potencjału dopuszcza się stosowanie metod obliczeniowych.
		Sprawdzenie zagrożenia spowodowanego wynoszeniem z rozdzielni wysokiego potencjału ziemnozwarciowego.
	2. Elektroenergetyczne rozdzielnie o napięciu znamionowym wyższym od 1 kV, a niższym niż 110 kV.	Pomiar rezystancji uziemienia.	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej.	Nie rzadziej niż co 10 lat.
		Pomiar napięcia rażenia dotykowego i krokowego.
10	Linie o napięciu znamionowym do 1 kV.	Pomiar napięć i obciążeń.	Zgodnie z przepisami w sprawie obciążeń prądem przewodów i kabli.	Nie rzadziej niż co 5 lat, w miarę możliwości w czasie największego obciążenia.
		Sprawdzenie skuteczności działania środków ochrony przeciwporażeniowej.	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej.	Nie rzadziej niż co 10 lat.
		Pomiar rezystancji uziemień roboczych i ochronnych.
11	Instalacje o napięciu znamionowym do 1 kV.	Pomiar napięć i obciążeń.	Zgodnie z przepisami w sprawie obciążeń prądem przewodów i kabli.	Nie rzadziej niż co 5 lat, w miarę możliwości w okresie największego obciążenia.
		Sprawdzenie skuteczności działania środków ochrony przeciwporażeniowej.	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej.	1. Instalacje na otwartym powietrzu albo w pomieszczeniach
		Pomiar rezystancji uziemień roboczych i ochronnych.		o wilgotności względnej około 100%,
		Sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej.		o temperaturze powietrza wyższej od +35oC lub o wyziewach żrących - nie rzadziej niż raz w roku. 2. Instalacje w pomieszczeniach o wilgotności względnej wyższej od 75% do 100%, zapylonych oraz zaliczonych do kategorii I, II i III niebezpieczeństwa pożarowego lub kategorii I, II i III zagrożenia ludzi - nie rzadziej niż co 5 lat. 3. Instalacje w pozostałych pomieszczeniach - nie rzadziej niż co 10 lat.
		Pomiar rezystancji izolacji przewodów roboczych instalacji.	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu instalacji do eksploatacji.	1. Instalacje w pomieszczeniach o wyziewach żrących lub zaliczonych do kategorii I, II i III niebezpieczeństwa pożarowego lub kategorii I, II i III zagrożenia ludzi nie rzadziej niż raz w roku. 2. Instalacje na otwartym powietrzu albo w pomieszczeniach o wilgotności względnej wyższej od 75% do 100% o temperaturze powietrza wyższej od +35oC lub zapylonych - nie rzadziej niż co 5 lat. 3. Instalacje w pozostałych pomieszczeniach - nie rzadziej niż co 10 lat.

*Z dniem 5 grudnia 1997 r. przepisy zarządzenia stosuje się, o ile nie są sprzeczne z ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz.U.97.54.348) zgodnie z art. 70 ust. 1 powołanej ustawy.

• Identyfikator: M.P.1987.25.200
• Rodzaj: Zarządzenie
• Tytuł: Szczegółowe zasady eksploatacji sieci elektroenergetycznych.
• Data aktu: 17/07/1987
• Data ogłoszenia: 04/09/1987
• Data wejścia w życie: 04/09/1987