Меню

Перечень работ капитального ремонта силового трансформатора

Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте трансформаторов

110кВ и выше Капитальный ремонт трансформатора без разборки его активной части включает в себя следующие стадии работ: разборку вспомогательного оборудования; подъем съемной части бака (колокола) или крышки и активной части (у трансформаторов с верхним разъемом бака) и установку их на ремонтной площадке; осмотр и ремонт активной части; осмотр и ремонт вспомогательного оборудования; контрольную подсушку или сушку изоляции активной части; испытания.

Разборка вспомогательного оборудования.Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, выясняют, какие неисправности наблюдались в работе, проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характеристики /?6o7^i5″, tgS, C2/C5o, проводят сокращенный анализ и измерение tg 6 масла из бака. Потом сливают масло из бака с подсосом воздуха через осушитель и измеряют АС/С изоляции трансформатора.

После выполнения указанных работ демонтируют приборы контроля, устройства защиты, автоматики и управления системой охлаждения. Снятые приборы сдают в лабораторию на проверку.

Далее снимают расширитель, предохранительную трубу, термосифонный фильтр и охладители. Отсоединяют и снимают с помощью специальных траверс маслонаполнен-ные вводы СН, ВН и вводы НН. Перед снятием вводы НН отсоединяют от гибких отводов через люки.

Подъем съемной части.Перед подъемом съемной части равномерно ослабляют и снимают болты по всему периметру разъема бака. Освобождают распорные болты между баком и активной частью. Выполняют строповку крышки бака или колокола, приподнимают их с помощью лебедки или крана и устанавливают на ремонтной площадке. У мощных трансформаторов с нижним разъемом активная часть обнажается при снятии колокола. Для ремонта она, как правило, остается на поддоне. У трансформаторов, баки которых имеют верхний разъем, активная часть вынимается из бака и устанавливается на ремонтной площадке.

Осмотр и ремонт активной части.При ремонте проверяется состояние изоляции обмоток, прессующих деталей обмоток, отводов и болтовых соединений, изоляционных цилиндров, барьеров и перегородок; магнитопровода и его заземления, изоляции стяжных шпилек, прессующих колец ярмовых балок и бандажей; переключателя ответвлений обмоток.

Для осмотра обмоток и магнитопровода трансформатора необходимо прежде всего демонтировать изоляционные перегородки и другие элементы его главной изоляции. При снятии перегородок следует проверить, не касаются ли они обмоток и отводов, а также нет ли следов электрических разрядов между ними. Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной для дальнейшей эксплуатации, если электрокартон не хрупок и при сгибании вдвое не ломается. Бакелитовые цилиндры осматривают и проверяют, нет ли на их поверхности трещин, следов разряда, не расслаиваются ли они. Поврежденные цилиндры заменяют новыми.

При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, разбуханий, и определяют ее механическую прочность. При обнаружении преждевременного старения изоляции (хрупкость, потеря эластичности) выясняют причины этого явления и принимают меры к их устранению. При осмотре прессующих деталей (брусьев, шайб, колец) проверяют их состояние и достаточность прессовки обмоток. Важно установить отсутствие деформации и смещения обмоток, что может быть результатом слабой прессовки. При необходимости обмотки подпрессовывают спомощью изоляционных брусьев и клиньев.

При осмотре отводов проверяют состояние их изоляции, паек и контактов, а также крепящих отводы изоляционных деталей. Разъемные контакты отводов разбирают и зачищают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой.

Магнитопровод осматривают во всех доступных для осмотра местах. При этом проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целость заземления и соединений прессующих колец и ярмовых балок с магнито-проводом. Степень прессовки стали магнитопровода проверяют специальным ключом путем приложения к гайкам прессующих шпилек нормированных усилий.

Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления постоянному току лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода.

Сопротивление изоляции стяжных шпилек, прессующих колец и ярмоЕых балок проверяют мегаомметром на 1000— 2500 В. Сопротивление изоляции при этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий.

Проверяют состояние охлаждающих масляных каналов в магнитопроводе и обмотках. Минимальная высота каждого масляного канала в обмотках должна быть не менее 4 мм. В каналах не должно быть отложений шлама, препятствующих циркуляции масла.

У трансформаторов, имеющих переключатели ПБВ, проверяют состояние валов, изоляционных цилиндров, деталей крепления, исправность контактов и достаточность их нажатия. Переключатель должен легко перемещаться из одного положения в другое.

У трансформаторов, снабженных устройствами РПН, проверяют исправность всех механизмов переключателя: валов, шестерен, кулачков сцепления и пр. Обращается внимание на отсутствие люфтов в кинематической схеме привода.

Проверяют состояние реакторов (или резисторов), надежность работы и отсутствие нагара на контактах контактора и избирателя. При необходимости устанавливают новые пары контактов. В баке контактора заменяют масло.

В процессе ремонта переключающего устройства измеряют переходное сопротивление его контактов и силу контактного нажатия. Переходное сопротивление одного контакта, измеренное микроомметром, не должно выходить за пределы 10—20 мкОм. Силу контактного нажатия измеряют динамометром, с помощью которого оттягивают подвижный контакт до тех пор, пока не выпадет контрольный щуп, зажатый между контактами. Результаты измерений сравнивают с паспортными данными.

После тщательного осмотра, проверки и устранения всех выявленных дефектов и повреждений активная часть трансформатора промывается струей сухого горячего (60 °С) масла той же марки, которым трансформатор был заполнен до ремонта.Осмотр и ремонт отдельных узлов и вспомогательного оборудования. К осмотру и ремонту бака и его арматуры приступают непосредственно посяе снятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла, заменяют уплотнения, восстанавливают поврежденную окраску поверхности бака.При ремонте расширителя и выхлопной трубы выявляют и устраняют места течи масла в сварных швах. Осмотр внутренней поверхности расширителя производят через боковые люки. При этом стенки расширителя, отстойник и маслоуказатель очищают от загрязнений и промывают горячим маслом. Заменяют все дефектные уплотнения. Проверяют целость мембраны выхлопной трубы и качество ее уплотнения.Термосифонные и адсорбционные фильтры проверяют на отсутствие течи масла (при необходимости ремонтируют), очищают и заполняют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают, проверяют исправность масляного затвора, заменяют основной и индикаторный си-ликагель.Навесные радиаторы у трансформаторов с системой охлаждения Д очищают, ремонтируют и промывают горячим маслом. Аналогичным образом поступают с охладителями и маслопроводами систем охлаждения ДЦ и Ц. Радиаторы и системы охлаждения ДЦ и Ц испытывают на герметичность.Циркуляционные насосы, вентиляторы и их электродвигатели полностью разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабочие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек, креплений. Мегаомметром на 500 В измеряют значение сопротивления изоляции (допустимое значение не менее 0,5 МОм). Вентиляторы дутья вместе с электродвигателями балансируют (значение вибрации должно быть не более 60 мкм).Маслонаполненные и фарфоровые вводы очищают и осматривают для выявления трещин в фарфоре, проверки креплений, контактов, надежности уплотнений. В маслона-полненных вводах заменяют масло. Ремонтные работы, связанные с разборкой вводов, проводят в специализированных мастерских.Сборка трансформатора после ремонта. После выполнения ремонтных работ активную часть трансформатора, имеющего верхний разъем, поднимают и опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. У трансформаторов с нижним разъемом устанавливают на поддон съемную часть — колокол. Разъем равномерно стягивают болтами. Активную часть раскрепляют внутри бака. После этого устанавливают вводы и соединяют их с отводами от обмоток. Устанавливают газоотводные трубы. Расширитель и выхлопную трубу пока не устанавливают, их люки и все отверстия в -съемной части бака плотно закрывают заглушками.Собранный таким образом трансформатор проверяют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выявляется качество сварных швов и уплотнений. Чтобы не повредились покрышки вводов при создании вакуума в трансформаторе, их до начала проверки соединяют временными резиновыми шлангами с вакуумным пространством бака. Трансформатор считают герметичным, если не будет выявлено никаких дефектов и значительного изменения первоначального значения разрежения в течение 1 ч.Трансформатор выдерживают под вакуумом от 6 до 10 ч. Затем при работающем вакуумном насосе бак трансформатора заполняют сухим при температуре 50—60 °С маслом до уровня на 150—200 мм ниже уровня крышки. Вакуум в трансформаторе снимают постепенной подачей воздуха в пространство над маслом через силикагелевый (цеолитовый) воздухоосушитель.После заполнения трансформатора маслом проводят его окончательную сборку: устанавливают расширитель и выхлопную трубу, контрольно-сигнальные устройства; монтируют систему охлаждения и термосифонные фильтры. Затем в трансформатор доливают масло до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха.

Читайте также:  Фонд капитального ремонта пермского края инн

На полностью собранном и залитом маслом трансформаторе с регулированием напряжения над нагрузкой проверяют работу переключающего устройства. Для этого у устройств серии РНТ снимают круговую диаграмму, а у быстродействующих устройств серий РНОА и РНТА процесс работы контактора еще и осциллографируют. Последовательность действия контактов проверяют рри медленном повороте выходного вала приводного механизма на 360° (отсюда название — круговая диаграмма). Для снятия

Рис.3.7. Схема для снятия круговой диаграммы переключающего устройства серии РНОА (а) и круговая диаграмма переключающего устройства типа РНОА-110/1000 (б):

круговой диаграммы, например, устройства серии РНОА открывают люк контактора и к неподвижным контактам присоединяют провода от ламп Л1 и Л2 (рис. 3.7, где К1 — контактор нечетных ступеней; К2 — то же четных ступеней; П1 — переключатель (избиратель) нечетных ступеней; П2 — то же четных ступеней; Л1 и Л2 — лампы; В — источник постоянного тока; R1 и R2— резисторы; РО — регулировочная обмотка; заштрихованная ча.сть диаграммы — контакт замкнут, незаштрихо-ванная — контакт разомкнут; а — угол — интервал между работой переключателя и контактора — не менее 45°). Питание на схему подают от батареи 6—24 В. Вручную вращая рукоятку привода переключающего устройства, по загоранию и погасанию ламп фиксируют моменты замыкания и размыкания контактов; одновременно по лимбу (со шкалой от 0 до 360° и ценой деления 1°), прикрепленному к крышке привода, замечают углы поворота вала. Для каждого устройства серии РНОА заводом рекомендуется снимать круговую диаграмму в определенном диапазоне положений при работе устройства в обе стороны. Круговую диаграмму строят по значениям углов срабатывания контактов (рис.3.7, 6). Правильность работы переключающего устройства оценивают сравнением полученных углов с заводскими данными.

После снятия круговой диаграммы процесс переключения осциллографируют для установления очередности и времени срабатывания контактов контактора.

В заключение для определения плотности всех соединений и сварных швов трансформатор в течение 3 ч испытывают избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим уровнем масла в расширителе.

Дата добавления: 2016-01-03 ; просмотров: 2272 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Техническое обслуживание трансформаторных подстанций. Периодичность и нормы испытаний оборудования в соответствии с ПТЭЭП

Техническое обслуживание – надежный, проверенный временем и экономически выгодный комплекс мер для продления рабочего ресурса всего высоко- и низковольтного электрооборудования в период эксплуатации трансформаторной подстанции.

Читайте также:  Капитальный ремонт станков периодичность

Правильно выполненное по графику техническое обслуживание – это основа безопасной эксплуатации трансформаторной подстанции, являющейся одним из главных звеньев системы электроснабжения.
Выполнение ТО является одним из условий по оперативному восстановлению электрической схемы в момент аварийной ситуации.

Предназначение технического обслуживания

  • Обеспечение надежности схемы электроснабжения потребителей.
  • Минимизация простоев потребительских объектов во время перебоев с электроснабжением.
  • Предупреждение выхода из строя электрооборудования в результате износа или неправильной эксплуатации с помощью своевременного выполнения ремонта.
  • Улучшение качества проведения работ по ремонту при небольших затратах на финансы, время и труд.

При обслуживании комплектных трансформаторных подстанций руководствуются нормами ГОСТ 14695-80. Мощностью от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ.

Состав технического обслуживания трансформаторных подстанций

Важное значение для выполнения ТО оказывает периодический и внеочередной осмотр оперативным персоналом и проведение планового или внеочередного, при необходимости, ремонта.

При выполнении осмотров и ремонтов соблюдают правила безопасности, оговоренные в типовой инструкции по охране труда для электромонтера по обслуживанию подстанций. ТИ Р М-068-2002 и нормами ПТЭЭП (глава 2.2.) и ПТБ (глава 1.3).

Действия по техническому обслуживанию производятся по правилам ПУЭ-7, обозначенным в главе 4.2. 1-4.2.16 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ. (дата введения 2003. 11. 01.)

Список приоритетных проверок работоспособного технического состояния электрооборудования подстанции

В перечень входят предваряющие обслуживание визуальные осмотры, которые проводятся в единожды в установленном порядке с выполнением обязательных условий.

Общий список проверок включает:

  • Периодический осмотр электрооборудования без вывода из работы и отключения от сети напряжения (периодичность по ПТЭ глава 1.6.).
  • Внеочередной осмотр, производится после срабатывания защит при отключении тока КЗ (короткого замыкания). Поверяются ячейки закрытого распредустройства, через которые проходил ток к. з.
  • Текущий ремонт выполняют по графику, установленному лицом ответственным за электрохозяйство. Во время ремонта устраняются обнаруженные при осмотрах неисправности. Ремонт производится с соблюдением межотраслевых правил ПТБ и на отключенном и выведенным из работы электрооборудовании.
  • Капитальный ремонт проводят по нормам ПТЭ и местным инструкциям.

К ТО относятся аварийно-восстановительные работы, их объем зависит от тяжести и количества повреждений, появившихся во время аварии.

Перечень работ, которым руководствуются при выполнении ТО

Качество ремонтных работ обязательно подтверждается приемо-сдаточными испытаниями, которые выполняют, руководствуясь ГОСТ 50571.16-99 и нормами ПУЭ (глава 1. 8.)

Производство ТО фиксируется записями типа выполненных работ и результатами в эксплуатационных журналах по обслуживанию электрооборудования, актами со списком устраненных дефектов, а также результатами испытаний.

ТО включает надзор за работой электрооборудования, выполнение необходимых регулировок, периодических промывок, очисток и проветриваний помещений.

Таблица 1 — Перечень работ, проводимых в период ТО трансформаторных подстанций.

Наименование работ Периодичность проведения
Очередные осмотры
1 Осмотр ТП электромонтерами Один раз в год
2 Осмотр инженерно-техническим персоналом выборочного числа ТП Один раз в год
3 Осмотр после стихийных явлений (осматриваются все ТП, находящиеся В зоне стихийных явлений) По окончании внеочередного ремонта или на следующий день
4 Осмотр ТП после каждого случая:
срабатывания выключателей ТП на отключение КЗ (включение на КЗ) При устранении причины и последствия или на следующий день
перегорания предохранителей При замене патрона с плавкой вставкой
5 Осмотр жизненно важных объектов (ЖВО) Перед началом отопительного сезона
6 Проверка целостности заземления ТП Тоже
7 Измерения токовой нагрузки на вводах 0,4 кВ силового трансформатора и отходящих линий 2 раза в год (в периоды минимальных и максимальных нагрузок)
8 Измерение напряжения на шинах 0,4 кВ Совмещается с замерами нагрузок
9 Измерение уровня тока КЗ или сопротивления цепи «фаза-нуль» отходящих линий 0,4 кВ По мере необходимости, но не реже 1 раза в 6 лет
10 Измерение сопротивления заземления или напряжения прикосновения к оболочкам и заземленным элементам В сроки проведения ремонта ТП, один раз в 6 лет
11 Очистка изоляции оборудования ТП, аппаратов, баков и арматуры от пыли и грязи По мере необходимости
12 Зачистка, смазка и затяжка контактных соединений Тоже
13 Устранение разрегулировки механизмов приводов и контактной части выключателей и разъединителей (выключателей нагрузки) Тоже
14 Смазка шарнирных соединений и трущихся поверхностей оборудования По мере необходимости
15 Обновление и замена диспетчерских надписей, мнемонических схем, предупредительных плакатов и знаков безопасности в РУ 0,4-10 кВ Тоже
16 Замена плавких вставок предохранителя При изменении режимов работы сети и параметров защищаемого оборудования, при перегорании плавких вставок
17 Доливка трансформаторного масла По мере необходимости

Периодичность технического обслуживания комплектных трансформаторных подстанций производится согласно ПТЭЭП приведена в главе 1. 6 «Техобслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция».

ТО трансформаторных подстанций выполняется в период эксплуатации электрооборудования с соблюдением нормального режима работы. Для этого разрешается использовать перерывы в работе, нерабочие дни и смены.

При проведении ТО по предварительному согласованию с диспетчерскими службами разрешается кратковременное отключение электрооборудования от сети напряжения согласно действующих предписаний.

Существуют два вида ТО – это регламентированное и нерегламентированное техническое обслуживание.

Регламент подразумевает надзор за работой и правильной эксплуатацией оборудования, уход и содержание устройств в исправном состоянии.

Нерегламентированное ТО

Необходимость нерегламентированных ТО возникает после проведения периодических осмотров и проверки, и диагностики состояния электрооборудования. ТО производится с целью устранения дефектов во время кратковременной остановки оборудования.

Нерегламентированное ТО включает:

Выполнение графика работы электрооборудования с целью сохранения непрерывности технических процессов и соблюдения условий использования. Руководствуются заводской инструкцией.

Читайте также:  Капитальный ремонт кровли без проекта

Соблюдение ограничений нагрузки на электрооборудование согласно паспортных сведений, необходимостью наблюдения за отсутствием перегруза, помимо специально оговоренных в инструкциях случаев, например, во время перезапуска.

Соблюдение эксплуатационных технических режимов работы электросетей.

Поддержание уровня охлаждения всей конструкции и отдельных узлов оборудования.

Выполнение порядка остановки и запуска в работу электроустановки с соблюдением инструкции.

Немедленная остановка электрооборудования при возникновении режимов, ведущих к появлению аварийной ситуации, выходу из строя для выполнения мер по обнаружению и ликвидации причин неисправности.

Определение износа и рабочего состояния узлов и отдельных деталей, и элементов механизма.

Проверка внешнего состояния оборудования, степени нагрева поверхности и определения нагрева контактных соединений, а также проверка функциональности систем охлаждения.

Контроль наличия утечек трансформаторного масла и прочих жидкостей, качественного состояния заземлений, пропуска газов в газовом реле трансформатора, состояние теплоизоляции.

Все замеченные нарушения и сведения о проведенном ТО заносятся в «Сменный журнал по учету выявленных дефектов и работ технического обслуживания».

Регламентированное техническое обслуживание

Регламентированное ТО выполняется по графику. Периодичность ТО меньше или равна расписанию выполнению текущего ремонта для плановых работ небольшого объема. (ПУЭ-7 гл. 4.2.)

Длительность ТО производимого по регламенту не более, чем выполнение текущего ремонта небольшой сложности.

Регламентированное ТО выполняется по графику, составленному энергетической службой предприятия или РЭС. Различаются плановые регламентированные ТО, периодические проверки и очередные и внеочередные визуальные осмотры.

Что входит в плановое регламентированное ТО

Плановое ТО в виде отдельных работ действует только для определенного типа оборудования и электросетей ввиду большой трудоемкости, длительности по времени и сложности подготовительных переключений, а также выполнения самих работ.

Техническое обслуживание включает:

Проверку функциональности и регулировку механизмов.

Очистку поверхностей от пыли, грязи и возможных подтеков масла

Протяжку контактных соединений.

Смазывание контактных и прочих трущихся деталей, и соединений.

Продувку оборудования и помещений.

Добавление при утечке трансформаторного масла и смазочных жидкостей.

Плановое ТО помогает выявить дефекты, возникающие при работе и несоответствие эксплуатации и нарушения техники безопасности.

Плановое ТО выявляет предполагаемую длительность ближайшего капитального ремонта, определением состояния электрооборудования.

Дефекты, не нуждающиеся в срочном устранении, заносят в «ремонтный журнал.

Регламентированные ТО включают осмотры оборудования, производимые по плану для оценки работоспособности инженерно-техническим персоналом.

Определение правильности действий оперативного и ремонтного персонала при выполнении ТО и оценки качества и достаточности работ.

Выявление дефектов, вследствие которых возникает внезапный выход оборудования из строя.

Определение работоспособности и степени износа важных узлов и элементов оборудования для выявления задач предстоящего планового ремонта.

Перечень работ по ТО высоковольтного оборудования трансформаторных подстанций выполняется по графику планово-предупредительных ремонтов.

Таблица 2 — Расчет ТО на трансформаторную подстанцию и вводной фидер.

Наименование видов работ Норма времени/ на единицу операции н /час Периодичность Примечание
1 Осмотр предохранителей 6кВ 0,14 Не реже 1 раза в месяц
2 Проверка целостности и соответствия нагрузкам предохранителей 6кВ 1,22 Не реже 1 раза в месяц
3 Проверка соответствия уровня масла температурной отметке в расширителе и отсутствия течи масла трансформаторов 0,46 Не реже 1 раза в месяц
4 Проверка состояния кожухов трансформаторов 0,20 Не реже 1 раза в месяц
5 Визуальная проверка состояния и крепления коммутационных аппаратов, изоляторов, ошиновок и кабелей 0,82 Не реже 1 раза в месяц
6 Проверка наличия и исправности заземляющих проводников (по графику) 0,57 Не реже 1 раза в 3 месяца
7 Протирка доступных частей оборудования (по графику) 0,20 Не реже 1 раза в 3 месяца
8 Проверка отсутствия перегрева контактных соединений токоведущих частей (по графику, по мере необходимости) 0,41 Не реже 1 раза в 3 месяца
9 Протяжка контактных соединений (по графику) 0,61 Не реже 1 раза в 3 месяца
10 Осмотры ЛЭП-6кВ выборочные / внеочередные (по графику / по мере необходимости) 1,5/1,7 Не реже 1 раза в год на 1 км
11 Проверка состояний бирок на кабеле (по графику) 0,12 Не реже 1 раза в 3 месяца
12 Укладка кабеля на кабельные конструкции (по мере необходимости) 0,53 Не реже 1 раза в 3 месяца на 10 м.п.
13 Проверка состояния противопожарного инвентаря на подстанциях (по графику, по мере необходимости, комплектация АО «ТТК») 0,1 Не реже 1 раза в 3 месяца
14 Проверка наличия, исправности предупредительных плакатов, знаков безопасности и ограждений (по графику, по мере необходимости, комплектация АО «ТТК») 0,1 Не реже 1 раза в месяц
15 Проверка наличия и состояния диспетчерских наименований электроустановок (по мере необходимости) 0,1 Не реже 1 раза в 3 месяца
16 Проверка наличия, исправности и соответствия ПТЭ и ПОТ РМ защитных средств и сроков их испытаний (комплектация АО «ТТК») 0,1 Не реже 1 раза в месяц
17 Проверка наличия и исправности площадок обслуживания, замков и запорных устройств оборудования подстанций (по графику, по мере необходимости) 0,2 Не реже 1 раза в 3 месяца
18 Верховой осмотр воздушных линий (по графику / по мере необходимости) 6,93/6,98 Не реже 1 раза в год На участок до границ раздела
19 Визуальный осмотра кабельной и линейно-сцепной арматуры, заземляющих спусков на опорах ВЛ (по графику / по мере необходимости) 0,21/0,4 Не реже 1 раза в 3 месяца
20 Ведение технической документации 0,2 Постоянно Комплект

Техническое состояние ПС оценивается в РЭС, который обслуживает данные электрические сети.

При обслуживании комплектных трансформаторных подстанций руководствуются нормами ГОСТ 14695-80. Мощностью от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ.

Источник