Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы классов напряжения 110-1150 кв мощностью 80 мв·а и более. Капитальный ремонт со 34. 46. 605-2005 удк 621. 314. 22. 004. 67(083. 75)
Скачать 1.94 Mb.
|
Параметры трансформаторного масла
Масло заменяется также после 50000 переключений в устройствах PC, SAV, SCV; 25000 переключений в устройствах РНО и РНОА или после 4-х лет работы для устройств SAV, SCV, SDV. 7.3.2.4. Слить масло из бака контактора, предварительно открыв пробку для выпуска воздуха из бака или предохранитель от избыточного давления, и снять круговую диаграмму последовательности действия элементов переключающего устройства в обоих направлениях переключения при полном обороте вертикального карданного вала 3 привода 1 во всех положениях переключающего устройства. По этой диаграмме определить состояние элементов устройства для предварительного выяснения объема его ремонта. 7.3.2.5. Провести ремонт контактора, зафиксировав положение избирателей по указателю датчика положения 7 (рис. 10). Переключающие устройства SAV, SCV, SDV установить в положение 4. Извлечь вынимаемые части и блоки сопротивлений, предварительно застопорив механизм переключения и отметив включенные и выключенные контакты. 7.3.2.6. Очистить детали контактора от грязи. Проверить надежность (затяжку, контровку) резьбовых соединений, состояние изоляции контактной системы (отсутствие трещин, сколов, расслоений), состояние пружин (целостность, отсутствие изломов), отсутствие изломов и обрывов гибких связей.  1 - привод; 2 - нониусная муфта; 3 - вертикальный вал; 4 - контактор; 5 – горизонтальный карданный вал; 6 - избиратель; 7 - датчик положения; 8 - угловой редуктор; 9 - поворотный редуктор; 10 - датчик температуры. Рис. 10. Схема установки переключающего устройства РПН погружного типа. 7.3.2.7. Проверить состояние контактов. Замену контактов следует произвести в тех случаях, когда подвижные дугогасительные контакты в устройствах РНО(Т)-13, РНО(Т)-21, РНО-17, РНО(Т)-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 и неподвижные контакты в устройствах РНО(Т)-13, РНО(Т)-21 оплавились до толщины 7 мм, а неподвижные дугогасительные контакты в устройствах РНО-17, РНО-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 - до толщины 24 мм. В устройствах РНОА вспомогательные дугогасительные контакты следует заменить, если зазор между главными контактами в момент соприкосновения вспомогательных менее 1 мм. Зазор измеряется после выведения контактора из статического положения ("замка") для двух плеч, вывод сделать по наименьшему зазору. В устройствах PC произвести регулирование провалов и ремонт контактов (разрешается производить только один раз, а необходимость замены определяется минимально допустимой толщиной главных контактов: медная часть - 1,5 мм, металлокерамика - 1 мм). В устройствах SAV, SCV, SDV замену дугогасительных контактов произвести тогда, когда вольфрамовая контактная накладка будет иметь толщину менее 1 мм. Во всех остальных случаях запилить главные контакты с целью получения определенного соотношения медной и металлокерамической частей (для ПУ типа PC) или зачистить контакты с целью удаления заусенец, подгаров, оплавлений. 7.3.2.8. Измерить усилие нажатия в контактах, которое не должно превышать: • для дугогасительных контактов ПУ типа РНО (РНТ): - 50-60 Н (5-6 кгс) [при этом разница в давлениях между спаренными контактами одной фазы не должна превышать 3 Н (0,3 кгс)]; • для контактов контактора ПУ типа РНОА: - главных - 180-240 Н (18-24 кгс), - вспомогательных - 180-220 Н (18-22 кгс), - дугогасящих - 80-100 Н (8-10 кгс); • для контактов контактора типа PC: - главных - 350-420 Н (35-42 кгс), - вспомогательных - 90-130 Н (9-13 кгс); • для главных контактов ПУ типа SAV, SCV, SDV: - 26-38 Н (2,6-3,8 кгс). 7.3.2.9. Проверить исправность токоограничивающих сопротивлений путем измерения их значения и сравнения с паспортными данными. 7.3.2.10. Дважды промыть вынимаемую часть и корпус контактора чистым сухим трансформаторным маслом (Uпр = 50 кВ) (желательно подогретым до 50-60 °С) и установить ее и блок сопротивлений (PC, SAV, SCV, SDV) на место. Залить бак контактора чистым сухим трансформаторным маслом с параметрами, указанными в табл. 1, через расширитель (РНОА) или маслопровод для защитного реле (PC) до появления масла из пробки для выпуска воздуха. 7.3.2.11. Ремонт избирателей и предизбирателей проводить после подъема колокола бака, при этом необходимо снять горизонтальный карданный вал 5 и отсоединить отводы, соединяющие контактор с трансформатором. В устройствах погружного типа снять переходной фланец, или, если устройство смонтировано без него, отсоединить через люк отводы трансформатора для обеспечения возможности подъема колокола (отводы замаркировать). 7.3.2.12. Ремонт избирателей 6 состоит в осмотре всех их элементов: механической передачи, пружин контактов, изоляционных деталей, токоподводов на отсутствие поломок, обрывов, сколов, трещин и прочих неисправностей, могущих вызвать нарушение работы избирателей. Проверить визуально надежность резьбовых соединений (затяжку, контровку), состояние контактных поверхностей (отсутствие следов нагрева). Измерить с помощью динамометра усилие контактных пружин. Оно должно быть в пределах: • в избирателе и предизбирателе ПУ типа PC: - на ток 200 А - 40-60 Н (4-6 кгс), 400 А - 55-75 Н (5,5-7,5 кгс), 600 А - 90-110 (9-11 кгс); • в избирателе и предизбирателе типа РНО (РНТ): - 50-60 Н (5-6 кгс); • в ПУ типа SAV, SCV, SDV: - избиратель - 60-90 Н (6-9 кгс), предизбиратель - 40-65 Н (4-6,5 кгс). После доступа к активной части измерить давление главных контактов контактора устройств РНО (РНТ), которое должно быть 80-100 Н (8-10 кгс). 7.3.2.13. По окончании сборки трансформатора и присоединения ПУ к трансформатору и приводу, произвести прокрутку ПУ вручную по всему диапазону на отсутствие заеданий, снять осциллограмму действия контактов контактора и круговую диаграмму. Полученные данные сравнить с данными в паспорте ПУ. 7.3.2.14. Сушку ПУ перед опусканием в бак производить в случае пребывания на воздухе более 100 ч для ПУ типа SAV, SCV, SDV, более 8-24 ч (в зависимости от влажности) для ПУ типа РНОА, для остальных ПУ - более времени, оговоренного для активной части трансформатора. 7.3.2.15. Проверить работу системы автоматического управления работой переключающих устройств, дистанционного управления приводом. 7.3.3. Ремонт привода переключающих устройств с РПН производить в следующей последовательности: - осмотреть и проверить надежность (затяжку, контровку) всех крепежных соединений; - проверить наличие смазки в колпачковых масленках, установленных на подшипниках валов привода и между трущимися частями механизма и редуктора. В случае необходимости, смазать эти части смазкой, указанной в эксплуатационной документации на привод; - осмотреть контакты пускателей, реле и других приборов, целость сигнальных ламп; - проверить правильность остановки привода на выбранном положении и, в случае отклонения от нормы, отрегулировать торможение в соответствии с эксплуатационной документацией на привод; - проверить работу крайних электрических и механических блокировок; - проверить работу дистанционного указателя положений и, при необходимости, отрегулировать согласно эксплуатационной документации на привод; - проверить сопротивление изоляции электрических цепей. Оно должно быть не менее 0,5 МОм при измерении мегаомметром на напряжение 2500 В; - проверить состояние блокировки при ручном приводе. При установленной рукоятке ручного привода пуск электродвигателя должен быть невозможен; - проверить действия нагревателей, командных кнопок при закрытой крышке. 8. СБОРКА ТРАНСФОРМАТОРА. 8.1. Установить верхнюю (съемную) часть бака на нижнюю часть бака. При установке пользоваться направляющими оправками, располагающимися по периметру разъема. Завинтить болты разъема, равномерно и одновременно с двух диаметрально противоположных сторон. Затяжку следует считать оптимальной, если толщина уплотнительной прокладки составляет 2/3 первоначальной толщины. Установить распорные устройства в соответствии с требованиями технической документации. 8.2. Собрать установку трансформатора тока с бакелитовыми цилиндрами и установить на бак, соблюдая угол наклона и правильность расположения выводной коробки относительно выреза в цилиндре. После чего завинтить несколько направляющих шпилек во фланец бака. 8.3. Установить маслонаполненные вводы: Перед подъемом ввода предварительно закрепить экран на контактную шпильку и тщательно протереть нижний фарфоровый изолятор. Установить ввод, завинтить болты разъема. - при установке маслонаполненных протяжных вводов ввернуть рым-болт с тросом в наконечник отвода, пропустить трос через токоведущую трубу ввода и отводной блок, устанавливаемый на крюке крана. При установке вводов постепенно с помощью прикрепленного к наконечнику отвода троса протягивать отвод через токоведущую трубу ввода. После установки ввода закрепить наконечник отвода за головку ввода и навернуть выводной наконечник ввода; - при установке герметичных вводов баки давления устанавливать совместно с вводами. При этом необходимо проверить и довести до норм давление масла во вводах; - при установке немаслонаполненных (сухих) вводов установить коробки вводов. Укомплектовать разъемные вводы. Установить вводы, подсоединить отводы и проверить правильность установки вводов. 8.4. По окончании сборки трансформатора необходимо произвести определение влагосодержания твердой изоляции в соответствии с РД 16.363-87 и "Объемом и нормами испытания электрооборудования" РД 34.45-51.300-97, "ЭНАС", М., 1997. 8.5. При обнаружении повышенного влагосодержания произвести подсушку или сушку активной части в собственном баке в соответствии с разд. 9. Примечания: 1. При отсутствии макетов изоляции образцы отобрать из главной изоляции по согласованию с заводом-изготовителем. 2. Отобранные для испытания образцы изоляции должны быть помещены в сосуд с собственным маслом трансформатора и загерметизированы. 3. Общее время нахождения образцов на воздухе от открытия люка бака трансформатора до герметизации образцов не должно превышать 15 мин. 4. Упакованные образцы изоляции можно транспортировать и хранить не более 7 суток. 5. При установке вводов размещение отводов обмоток контролировать через специальные люки на баке трансформатора. 6. Манометры и соединительные трубки желательно закрепить на отдельной стойке в соответствии с заранее согласованной трассировкой. 7. При установке наклонных вводов на баке трансформатора последовательно чередовать горизонтальные и вертикальные перемещения. 8. При установке новых вводов скорректировать узлы отводов обмоток. 9. ПОДСУШКА, СУШКА ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ, ЗАЛИВКА МАСЛОМ, РЕВИЗИЯ ТРАНСФОРМАТОРА. 9.1. Подсушку твердой изоляции трансформатора проводить в следующих случаях: - при появлении признаков увлажнения твердой изоляции, установленных измерениями; - при продолжительности пребывания активной части трансформатора на воздухе, превышающей:
- если характеристики изоляции, измеренные при капитальном ремонте, не соответствуют РД 34.45-51.300-97. Примечание. Если во время вскрытия трансформатор будет прогрет в течение всего периода нахождения активной части на воздухе до температуры поверхности наружной обмотки, превышающей на 10 °С температуру окружающего воздуха, то время пребывания активной части на воздухе удваивается. 9.2. Сушку изоляции обмоток трансформатора проводить в следующих случаях: - если подсушкой характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями РД 34.45-51.300-97; - если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем в 2 раза превышает время, указанное в п. 9.1. 9.3. Сушку активных частей трансформаторов необходимо производить с установленными карманами, патрубками под вводы, трансформаторами тока и усиленными заглушками, с временными вводами класса напряжения не менее 10 кВ, установленных вместо постоянных вводов. При этом, необходимо проверить для трансформаторов более 80 MB·А наличие "Макетов изоляции" и установить внутри бака и на активной части трансформатора термодатчики в соответствии с РД 16.363-87. 9.4. Для трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум, подсушку следует проводить с использованием установки "Иней" или методом термодиффузии с использованием маслонагревателей или установок типа УВМ. При неудовлетворительных характеристиках изоляции произвести сушку. 9.5. Сушку твердой изоляции трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум, проводить методом разбрызгивания нагретого масла под вакуумом. 9.6. Сушку изоляции трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, следует проводить с использованием индукционного метода нагрева или токами нулевой последовательности в соответствии с РД 16.363-87. Определение параметров индукционной обмотки для прогрева трансформатора следует проводить согласно приложению 5. 9.7. По окончании сушки, не снимая вакуум, убрать сторонние источники тепла и охладить активную часть до 65-85 °С, затем промыть не менее чем 1 тонной сухого дегазированного масла. Залить в бак трансформатора со скоростью не более 3 т/ч сухое дегазированное масло температурой 50-60 °С по уровень верхней изоляции трансформатора. 9.8. Остаточное давление в надмасленном промежутке трансформатора необходимо поддерживать постоянным с параметрами: - для трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум - 0,055 МПа (410 мм рт. ст.) в течение 10 ч; - для трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум - 665 Па (5 мм рт. ст.) в течение 20 ч. Снять вакуум и пропитать активную часть маслом при атмосферном давлении в течение: - для трансформаторов классов напряжения 110-150 кВ-12 ч; - для трансформаторов классов напряжения 220-750 кВ-24 ч. 9.9. Проверить влагосодержание твердой изоляции, которое не должно быть более 1%. Оформить техническую документацию: акт сушки, протоколы анализов масла. При наличии влагосодержания в твердой изоляции более 1%, процесс сушки необходимо повторить с п. 9.4. настоящего СО. При влагосодержании в твердой изоляции равном или менее 1%, необходимо слить масло из бака трансформатора и приступить к ревизии активной части. 9.10. Принять меры по предохранению от увлажнения изоляции трансформаторов во время ревизии в соответствии с РД 16.363-87. Обеспечить при этом оперативную непрерывную работу монтажного персонала для сокращения времени нахождения трансформаторов в разгерметизированном состоянии. Для трансформаторов классов напряжения 110-330 кВ и мощностью менее 400 MB·А работы при разгерметизированном трансформаторе можно проводить: - если температура активной части не менее 10 °С и превышает точку росы окружающего воздуха в течение всего периода разгерметизации не менее чем на 10 °С при слитом масле, и не менее чем на 5 °С при разгерметизации без слива масла; - относительная влажность окружающей среды не должна быть больше 85%; - продолжительность разгерметизации не должна превышать: • 12 ч в случае разгерметизации при слитом масле, • 20 ч в случае разгерметизации без слива масла. При несоблюдении этих требований, перед разгерметизацией трансформатор необходимо нагреть. 9.11. Произвести ревизию активной части с подъемом колокола (активной части), заменой, при необходимости, резины на разъемах и в других местах. При этом необходимо удалить термодатчики с активной части и обеспечить выполнение всего объема и последовательности работ, предусмотренных РД 16.363-87. Составить акт на удаление всех термодатчиков с активной части. 9.12. Отобрать образцы изоляции, проверить их влагосодержание аналогично п. 9.9 и оценить состояние трансформатора в части повторения подсушки (сушки) по п. 9.4 настоящего СО, либо выполнения вакуумирования и заливки трансформатора маслом для подготовки к сдачи в эксплуатацию. 9.13. Подсоединить к баку маслосистему и вакуум-систему, соединить маслонаполненные вводы с баком трансформатора. Установить временный маслоуказатель для контроля уровня залитого в трансформатор масла. 9.14. Руководствуясь данными эксплуатационной документации, проверить маслоплотность бака остаточным давлением, для чего включить вакуумный насос, открыть вентиль вакуум-провода на крышке бака трансформатора, равномерно ступенями по 0,013 МПа (0,13 кгс/см2) через каждые 15 мин установить в баке вакуум с остаточным давлением 665 Па (5 мм рт.ст.). Закрыть вентиль вакуум-провода на крышке бака, выключить вакуумный насос, записать в журнал значение остаточного давления в баке и через 1 ч по вакуумметру определить давления внутри бака. Трансформатор считается герметичным, если остаточное давление в нем увеличится не более чем на 665 Па (5 мм рт.ст.) в течение 1 часа. При большем остаточном давлении, определить место натекания и устранить дефект. В целях снижения трудоемкости работ, а также повышения эффективности течеискания (обнаружения мест неуплотнения) может быть использован акустический метод с применением специальных течеискателей как отечественного, так и зарубежного изготовления. Работа прибора основана на принципе приема и преобразования в слышимый звук ультразвуковых колебаний, излучаемых струей газа (воздуха), проходящей через течь под действием вакуума. Прибор выполнен в виде пластмассового корпуса, вмещающего ультразвуковой приемник, предварительный усилитель, фильтр частот, усилитель и источник питания. Двигаясь вдоль контролируемого объекта, необходимо одеть головные телефоны и направить прибор приемным торцом на контролируемое место. При возникновении характерного шума в телефонах, необходимо продолжать движение, следя за изменением уровня шума. Увеличение уровня шума свидетельствует о приближении к месту течи, уменьшение - об удалении. Примечание. Для баков трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум, в частности трансформаторов классов напряжения 110 кВ и частично 220 кВ, допустимое значение остаточного давления приводится в сопроводительной технической документации. При отсутствии таких данных в эксплуатационной документации, остаточное давление для этих трансформаторов устанавливается 0,054 МПа (410 мм рт.ст.). 9.15. Перед заполнением трансформатора маслом произвести вакуумирование бака, руководствуясь данными эксплуатационной документации. 9.16. Для трансформаторов класса напряжения 110 кВ производится безвакуумная заливка бака маслом через запорный вентиль, расположенный в нижней части бака. Скорость масла, поступающего в бак трансформатора, должна быть не более 3 т/ч. По достижении требуемого уровня масла в расширителе, прекратить заливку, выпустить остатки воздуха через воздухоспускные пробки и дать маслу отстояться в течение 12 часов. При снижении уровня масла ниже требуемого, произвести доливку масла, после чего отобрать пробу масла на анализ согласно РД 16.363-87. 9.17. Для трансформаторов классов напряжения 150-500 кВ перед заливкой маслом производиться вакуумирование в течение 20 часов при остаточном давлении, установленном в соответствии с данными эксплуатационной документации: - для трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, остаточное давление должно составлять 0,054 МПа (410 мм рт.ст.); - для трансформаторов рассчитанных на полный вакуум остаточное давление должно составлять 665 Па (5 мм рт.ст.). Для трансформаторов класса напряжения 750 кВ вакуумирование осуществляется в течение 72 ч при остаточном давлении 200 Па (1,5 мм рт.ст.), либо в течение 48 ч остаточном давлении 133 Па (1 мм рт.ст.). 9.18. Поддерживая в баке остаточное давление согласно п. 9.17 на стоящего СО, залить трансформатор маслом, удовлетворяющим требованиям разд. 21. Заливку трансформаторов классов напряжения 150-500 кВ можно производить не дегазированным маслом со скоростью не более 5 т/ч, а трансформаторы класса напряжения 750 кВ - дегазированным маслом со скоростью более 5 т/ч. 9.19. Прекратить заливку, когда изоляция активной части трансформаторов будет полностью покрыта трансформаторным маслом. Продолжить вакуумирование надмасленного пространства остаточным давлением согласно п. 9.17 настоящего СО в течение 10 ч при не дегазированном масле и 2 ч - при дегазированном. 9.20. Прекратить процесс вакуумирования, подать предварительно осушенный воздух в надмасленное пространство и довести давление в нем до атмосферного. 9.21. Произвести доливку трансформатора маслом после установки расширителя, предохранительной трубы и других устанавливаемых на верхней части бака составных частей, в том числе приборов газовой защиты и сигнализации. Отобрать пробу масла и произвести анализ масла на соответствие его требованиям РД 16.363-87. 9.22. Заливка трансформаторов с пленочной защитой масла осуществляется в соответствии с указаниями РД 16.363-87. 9.23. Испытать бак трансформатора избыточным давлением 0,6 м столба масла над расширителем в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С для трансформаторов классов напряжения до 150 кВ включительно, для остальных - при температуре масла не ниже 20 °С в соответствии с РД 34.45-51.300-97. 9.24. В случае обнаружения течей масла - эти места подварить электросваркой. 9.25. Провести испытания трансформатора после капитального ремонта в соответствии с требованиями РД 34.45-51.300-97: - выполнить наружный осмотр трансформатора и испытать бак на плотность; - измерить потери холостого хода при пониженном напряжении (для трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более); - измерить потери холостого хода при номинальном напряжении в соответствии с ГОСТ 3484.1-88; - измерить сопротивление изоляции R60; - измерить tg изоляции обмоток; - провести физико-химический анализ и хроматографический анализ масла (для трансформаторов класса напряжения 110 кВ и выше); - измерить сопротивления обмоток постоянному току; - проверить работу механической части и соответствие давления контактного нажатия паспортным данным переключающего устройства; - измерить сопротивление короткого замыкания Zk (для трансформаторов мощностью 125 MB·А и выше); - измерить сопротивление изоляции ярмовых балок, прессующих колец, стяжных шпилек, обмоток, бандажей и полубандажей ярм относительно активной стали и ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитной системы; - проверить группы соединения обмоток и коэффициент трансформации; - испытать электрическую прочность изоляции в соответствии с ГОСТ 1516.1-75; - измерить влажность твердой изоляции (для трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше, мощностью 60 МВ·А и более); - проверить устройства охлаждения, предохранительные устройства, устройства защиты; - испытать изоляцию цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе; - испытать трансформатор включением на номинальное напряжение для трансформаторов, отремонтированных в условиях ремонтного предприятия. 9.26. Приемочные и сдаточные испытания проводить при температуре масла в трансформаторе не ниже 10 °С для трансформаторов классов напряжения до 150 кВ включительно и не ниже 20 °С для трансформаторов классов напряжения 220 кВ и выше в соответствии с РД 34.45-51.300-97. 9.27. Характеристики изоляции измерять при температуре не менее нижнего значения, записанного в паспорте трансформатора. 9.28. Для обеспечения необходимой температуры трансформатор следует нагреть до температуры, превышающей требуемую на 10 °С. Характеристики изоляции необходимо измерять на спаде температуры при отклонении ее от требуемого значения не более чем на 5 °С. Примечание. Нагрев трансформатора следует проводить одним из методов: индукционными потерями, токами нулевой последовательности, постоянным током, циркуляцией масла через нагреватель. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 | Инструкция предназначена для персонала энергопредприятий, осуществляющего эксплуатацию и ремонт резервуаров для хранения жидкого... | | Инструкция содержит указания по монтажу стационарных кислотных аккумуляторных батарей и конденсаторных установок. Для электромонтажников,... |
| Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ттк) разработана на комплекс работ по монтажу мачт (опор) воздушных линий... | | ... |
| Типовая технологическая карта разработана на организацию труда при капитальном ремонте разъединителя рндз-110 с ручным приводом |  | Автоматической системы управления. В систему заведено более 1,8 миллиона лицевых счетов. По мере необходимости в оперативном режиме... |
| Использование автоматизированных систем в службах технического обслуживания 6 | | Сто нострой 25. 102 – 2013 «Автомобильные дороги. Устройство, реконструкция и капитальный ремонт водопропускных труб. Часть Капитальный... |
| Капитальный ремонт жилых помещений жилищного фонда города Иванова (капитальный ремонт жилых помещений, находящихся в муниципальной... | | «Капитальный ремонт кровли многоквартирного дома», расположенного по адресу: мурманская область, зато александровск, г. Полярный... |