Инструкция по охране труда электрослесаря по ремонту оборудования распределительных устройств. 0
 Скачать 1.12 Mb.
|
|
3.5 Текущий ремонт трансформаторов напряжения типа НКФ. № п/п Наименование операций НТД (чертеж и т.д.) Контрольные операции Приспособления, инструмент, оборудование Возможные дефекты, неисправност и Рекомендуемый метод устранения Прим- ечани е Метод Критерии 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.5.1 Расшиновать ЭД на Ключи гаечные трансформатор трансформато р 3.5.2 Проверить состояние контактных поверхностей ошиновки ЭД на трансформато р Визуальн о Чистая поверхность, отсутствие трещин, окислов Салфетки технические, бензин 3.5.3 Провести внешний осмотр трансформатор а на предмет отсутствия повреждения фарфора, течи масла ЭД на трансформато р Визуальн о Отсутствия повреждений Течь масла через уплотнение Уплотнение обжать 3.5.4 Проверить целостность фундамента ЭД на трансформато р Визуальн о Отсутствие трещин, сколов Наличие трещин, сколов Восстановить бетонным раствором 3.5.5 Проверить целостность заземления ЭД на трансформато р Визуальн о Наличие видимой связи основания трансформатора тока с заземляющим контуром Обрыв спуска заземляющег о проводника Восстановить заземляющий проводник, используя полосу 4х40 мм 3.5.6 Отобрать пробы масла ЭД на трансформато р Визуальн о Характеристики масла должны соответствовать требованиям норм Ключ гаечный, ведро, ветошь, емкости для отбора масла 3.5.7 Проверить уровень масла, при необходимости отрегулировать ЭД на трансформато р Визуальн о Уровень должен соответствовать рискам маслоуказателя для соответствующе й температуры окружающего воздуха Низкий уровень масла Выполнить доливку масла 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.5.8 Выполнить замену силикагеля в воздухоосушителях ЭД на трансформатор Визуально Заменен силикагель Ключ гаечный, индикаторный силикагель 3.5.9 Очистить фарфоровые поверхности трансформатора от пыли и загрязнений ЭД на трансформатор Визуально Чистая поверхность фарфоровой рубашки Ветошь 3.5.10 Измерить сопротивление основной изоляции РД 34.45-51.300- 97 Измерение Не менее 300 МОм для основной изоляции. Мегаомметр на 2500 В 1 раз в 4 года 3.5.11 Измерить сопротивление изоляции вторичной обмотки РД 34.45-51.300- 97 Измерение При отключенных вторичных цепях – не менее 50 МОм, с подключенными – не менее 1 МОм Мегаомметр на 1000 В Проводится 1 раз в 4 года при профконтроле цепей защит 3.5.12 Зашиновать трансформатор ЭД на трансформатор Ключи гаечные 3.5.13 Произвести проверку затяжки болтов в местах контактных соединений, в месте заземления ГОСТ 10434-82 Визуально Крутящие моменты указаны в п. 3.10.3.8 Ключи гаечные, ключ динамометрический 20- 100 Нм Сорвана резьба Восстановить резьбу 3.6 Техническое обслуживание трансформатора напряжения СРВ. № п/п Наименование операций НТД (чертеж и т.д.) Контрольные операции Приспособления, инструмент, оборудование Возможные дефекты, неисправност и Рекомендуемый метод устранения Прим- ечание Метод Критерии 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.6.1 Расшиновать трансформатор ЭД на трансформато р Ключи гаечные 3.6.2 Проверить состояние контактных поверхностей ошиновки ЭД на трансформато р Визуальн о Чистая поверхность, отсутствие трещин, окислов Салфетки технические, бензин 3.6.3 Провести ЭД на Визуальн Чистая Салфетки технические Течь масла Заменить модуль внешний осмотр трансформатора на предмет отсутствия механических повреждений, сколов изоляции, следов утечки масла, загрязнений фарфоровых покрышек трансформато р о поверхность, отсутствие повреждений, сколов, течей масла, загрязнений из модуля емкостного делителя в результате его механическог о повреждения 3.6.4 Проверить целостность фундамента ЭД на трансформато р Визуальн о Отсутствие трещин, сколов Наличие трещин, сколов Восстановить бетонным раствором 3.6.5 Проверить целостность заземления ЭД на трансформато р Визуальн о Наличие видимой связи основания трансформатор а тока с заземляющим контуром Обрыв спуска заземляющег о проводника Восстановить заземляющий проводник, используя полосу 4х40 мм 3.6.6 Отобрать пробы масла из электромагнитног о блока ЭД на трансформато р Визуальн о Характеристики масла должны соответствоват ь требованиям норм Ключ гаечный, ведро, ветошь, емкости для отбора масла Первый отбор – после 15 лет эксплуатаци и 3.6.7 Проверить уровень масла в баке электромагнитног о блока ЭД на трансформато р Визуальн о Минимально допустимый уровень масла – в пределе от середины до нижней границы стекла маслоуказател я Снижение уровня масла до нижней границы Провести дозаправку бака дегазированным маслом ГК 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.6.8 Измерить емкость и тангенс ЭД на Измерение Емкость в пределах ± 1% от Прибор Тангенс 2000 Первое измерение – угла диэлектрических потерь модуля емкостного делителя трансформатор паспортной величины, tg δ не более 0,5 % (Вектор-2М) после 20 лет эксплуатации 3.6.9 Измерить сопротивление изоляции электромагнитного устройства РД 34.45- 51.300-97 Измерение Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30% в худшую сторону, но составлять не менее 300 МОм Мегаомметр на 2500 В Первое измерение – через 4 года после ввода, в дальнейшем 1 раз в 6 лет 3.6.10 Измерить ток и потери холостого хода РД 34.45- 51.300-97 Измерение Измеренные значения не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 10% Измерительный комплект К505 Первое измерение – через 4 года после ввода, в дальнейшем 1 раз в 6 лет 3.6.11 Зашиновать трансформатор ЭД на трансформатор Ключи гаечные 3.6.12 Произвести проверку затяжки болтов в местах контактных соединений, в месте заземления ГОСТ 10434-82 Визуально Крутящие моменты указаны в п. 3.10.3.8 Ключи гаечные, ключ динамометрический 20- 100 Нм Сорвана резьба Восстановить резьбу 3.7 Текущий ремонт трансформатора напряжения 6-10 кВ (масляного). № п/п Наименование операций НТД (чертеж и т.д.) Контрольные операции Приспособления, инструмент, оборудование Возможные дефекты, неисправности Рекомендуемый метод устранения Прим- ечание Метод Критерии 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.7.1 Расшиновать трансформатор ЭД на трансформатор Ключи гаечные 3.7.2 Проверить состояние контактных поверхностей ошиновки ЭД на трансформатор Визуально Чистая поверхность, отсутствие трещин, окислов Салфетки технические, бензин 3.7.3 Очистить трансформатор от загрязнений ЭД на трансформатор Визуально Чистая поверхность Ветошь 3.7.4 Осмотреть трансформатор на отсутствие ЭД на трансформатор Визуально Отсутствие механических повреждений Наличие механических повреждений и Устранить механические повреждения и течи масла механических повреждений и течи масла и течи масла течи масла 3.7.5 Очистить от пыли и загрязнений фарфоровые изоляторы трансформатора ЭД на трансформатор Чистая поверхность Салфетки технические 3.7.6 Проверить состояние фарфоровых изоляторов ЭД на трансформатор Визуально Целостность фарфора, отсутствие трещин, сколов Наличие трещин, сколов При необходимости изоляторы следует заменить 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.7.7 Проверить состояние резиновых уплотнений ЭД на трансформатор Визуально Отсутствие трещин, срезов, выработки, расслоений, остаточной деформации, заусениц, раковин, пузырей. Потеря пластичности, отсутствие течи масла. Степень поджатия уплотнений должна быть не более 35 % от толщины уплотнения и распределяться равномерно по всему периметру уплотнения. Наличие трещин, срезов, выработки, расслоений, остаточной деформации, заусенец, раковин, пузырей. Потеря пластичности Резиновые уплотнения при наличии дефектов следует заменить. Тип резины МБС. 3.7.8 Проверить уровень масла в трансформаторе ЭД на трансформатор Измерение Уровень масла соответствует норме: 15¸20 мм ниже уровня крышки Линейка Пониженный уровень масла Произвести доливку масла 3.7.9 Проверить целостность ЭД на Визуально Наличие видимой Обрыв Восстановить заземления трансформатора трансформатор связи трансформатора тока с заземляющим контуром заземляющего проводника заземляющий проводник 3.7.10 Произвести измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора РД 34.45- 51.300-97 Измерение Сопротивление изоляции обмотки ВН – не менее 100, НН – не менее 50 МОм Мегаомметр 2500, 1000 В 3.7.11 Зашиновать трансформатор ЭД на трансформатор Ключи гаечные 3.7.12 Произвести проверку затяжки болтов в местах контактных соединений, в месте заземления ГОСТ 10434-82 Визуально Крутящие моменты указаны в п. 3.10.3.8 Ключи гаечные, ключ динамометрический 20- 100 Нм Сорвана резьба Восстановить резьбу 3.8 Текущий ремонт трансформатора напряжения 6-10 кВ (с литой изоляцией). № п/п Наименование операций НТД (чертеж и т.д.) Контрольные операции Приспособления, инструмент, оборудование Возможные дефекты, неисправности Рекомендуемый метод устранения Прим- ечание Метод Критерии 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 3.8.1 Расшиновать трансформатор ЭД на трансформатор Ключи гаечные 3.8.2 Проверить состояние контактных поверхностей ошиновки ЭД на трансформатор Визуально Чистая поверхность, отсутствие трещин, окислов Салфетки технические, бензин 3.8.3 Очистить трансформатор от загрязнений ЭД на трансформатор Визуально Чистая поверхность Ветошь, не оставляющая ворса 3.8.4 Осмотреть трансформатор на отсутствие повреждений ЭД на трансформатор Визуально Отсутствие на литой поверхности трещин, сколов 3.8.5 Проверить целостность ЭД на трансформатор Визуально Наличие видимой связи Обрыв заземляющего Восстановить заземляющий проводник заземления трансформатора трансформатора тока с заземляющим контуром проводника 3.8.6 Произвести измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора РД 34.45- 51.300-97 Измерение Сопротивление изоляции обмотки ВН – не менее 100, НН – не менее 50 МОм Мегаомметр 2500, 1000 В 3.8.7 Зашиновать трансформатор ЭД на трансформатор Ключи гаечные 3.8.8 Произвести проверку затяжки болтов в местах контактных соединений, в месте заземления ГОСТ 10434-82 Визуально Крутящие моменты указаны в п.3.10.3.8 Ключи гаечные, ключ динамометрический 20-100 Нм Сорвана резьба Восстановить резьбу 3. 9 Нормативные значения. 3.9.1 Нормативные значения указаны в заводской документации на конкретный вид оборудования. 3.9.2 Определение технического состояния сборочных единиц и деталей производится внешним осмотром и, в необходимых случаях, проверкой размеров с помощью измерительного инструмента. 3.9.3 По результатам осмотра сборочные единицы и детали делятся на три группы: - годные к эксплуатации без ремонта; - требующие ремонта; - негодные, подлежащие замене. 3.9.4 Замене подлежат детали с дефектами, устранение которых технически нецелесообразно или ремонт которых не гарантирует восстановление технических характеристик. 3.10 Дефектация. 3.10.1 Крепежные детали и детали, имеющие резьбу. Состояние резьбы проверяется внешним осмотром и навинчиванием гаек (вворачиванием болтов) от руки. Детали с резьбовыми поверхностями подлежат замене при наличии следующих дефектов: - вмятин, забоин, выкрашивания и срыва резьбы (более 2 витков); - люфтов при навинчивании гаек (вворачивании болтов); - трещин и несмываемых пятен коррозии; - повреждении граней гаек и болтов. Детали с резьбовыми поверхностями подлежат ремонту при местных повреждениях общей протяженностью не более 10% длины витка. Дефекты устраняются прогонкой резьбонарезным инструментом. Пружинные шайбы допускаются к повторному применению при разводе концов шайбы не менее полуторной ее толщины. 3.10.2 Металлические детали. Детали и сборочные единицы со специальными покрытиями и из алюминия и меди подлежат замене при наличии трещин, раковин, пор, обломов и сколов. Детали со специальными покрытиями при наличии несмываемых пятен коррозии в зоне рабочих поверхностей подлежат замене. 3.10.3 Контакты, контактные поверхности. 3.10.3.1 Контактные пластины подлежат замене при наличии деформации и трещин любого расположения. Наружные контактные поверхности (без покрытий) зачистить до металлического блеска и смазать смазкой типа ЦИАТИМ-221. Небольшие надиры, наплывы зачистить или опилить. Не допускаются после опиловки раковины глубиной более 0,5 мм. 3.10.3.2 Рабочие поверхности контакт-деталей разборных одноболтовых соединений перед сборкой должны быть подготовлены: - медные без покрытия и алюмомедные зачищены (при зачистке алюмомедных покрытий не должна быть повреждена медная оболочка); - алюминиевые и из алюминиевых сплавов зачищены и смазаны нейтральной смазкой типа ЦИАТИМ 221; - рабочие поверхности, имеющие защитные металлические покрытия, - промыты органическим растворителем. 3.10.3.3 Монтаж контактного соединения, в котором хотя бы одна контакт-деталь выполнена из алюминия, должен обязательно производиться с применением одного или нескольких средств стабилизации электрического сопротивления. 3.10.3.4 Затяжку болтов следует производить моментными индикаторными ключами. 3.10.3.5 При монтаже одноболтовых контактных соединений рекомендуется использовать стальные болты класса прочности не ниже 5.8 (кроме болтов М16). 3.10.3.6 Во избежание ослабления затяжки болтов одноболтовых контактных соединений вследствие воздействия электродинамических сил при протекании токов коротких замыканий необходимо использовать гровершайбы или контргайки на всех одноболтовых контактных соединений. 3.10.3.7 Не применять на открытом воздухе или в помещениях, где возможна конденсация влаги, контактные соединения из алюминиевой и медной контакт-деталей, которые при наличии влаги подвергаются интенсивной электрохимической коррозии. Для предохранения их от коррозии следует применять защитные покрытия или переходные детали. 3.10.3.8 Крутящие моменты для затяжки болтов контактных соединений: Диаметр резьбы, мм Крутящий момент, H·м, для болтового соединения с шлицевой головкой (винты) с шестигранной головкой М3 0,5±0,1 М3, 5 0,8±0,2 - М4 1,2±0,2 М5 2,0±0,4 7,5±1,0 М6 2,5±0,5 10,5±1,0 М8 22,0±1,5 М10 30,0±1,5 М12 40,0±2,0 М16 - 60,0±3,0 Прим- ечание. Для болтовых соединений проводников из меди и твердого алюминиевого сплава рекомендуется применять крутящие моменты, значения которых в 1,5-1,7 раза превышают установленные в таблице. 3.10.4 Изоляторы, изоляционные детали. Изоляторы подлежат замене при наличии следующих дефектов: - раковин, трещин глубиной более 0,5 мм; - осыпания покрытия или образования рисок глубиной более 0,5 мм и сколов по поверхности глубиной более 2 мм и площадью 50 мм 2 3.10.5 Резиновые уплотнения. 3.10.5.1 Состояние резиновых уплотнений проверяется внешним осмотром на отсутствие трещин, срезов, выработки, расслоений, остаточной деформации, заусениц, раковин, пузырей и потерю пластичности. 3.10.5.2 Степень поджатия резинового уплотнения должна быть не более 35 % от его толщины и распределяться равномерно по всему периметру. 3.10.6 Стопорные и пружинные шайбы, шплинты. Стопорные отгибные шайбы должны быть без трещин или надрывов в месте перегиба. Пружинные шайбы, бывшие в эксплуатации могут быть использованы повторно только в том случае, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется величиной развода концов шайб. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый – полуторный. Шплинты подлежат замене при наличии трещин, изломов. 4. Порядок проведения контроля и испытаний. 4.1 Схема проведения контроля. 4.1.1 В соответствии с «Классификацией компонентов и деятельности по категориям качества. Руководство. 0-48- 54ИП» работы по ремонту трансформаторов тока и напряжения относятся к 3-й категории качества выполнения работ. 4.1.2 Все работы подлежат самоконтролю со стороны исполнителя. 4.2 Методы контроля. 4.2.1 В ходе проведения ремонта используются три основных метода контроля: - визуальный; - измерение; - расчет. 4.2.2 Для оценки качества проведенного ремонта и технического состояния отремонтированного оборудования проводятся электрические испытания и измерения трансформаторов. Результаты испытаний оформляются в виде протоколов. 4.2.3 Новые трансформаторы перед установкой должны пройти входной контроль в соответствии с «Инструкцией по входному контролю оборудования, основных материалов, полуфабрикатов и комплектующих изделий, поступающих на электроэнергетическое предприятие» № 0-18-02ИП, инструкцией по монтажу и «Объемами и нормами испытаний электрооборудования» РД 34.45-51.300-97. 4.3 Технология проведения контрольных операций. 4.3.1 Измерение сопротивления изоляции трансформаторов тока. Измерение сопротивления основной изоляции, изоляции измерительного конденсатора (для маслонаполненных ТТ) и вывода последней обкладки бумажно - масляной изоляции конденсаторного типа производится мегомметром на 2500В. Измерение сопротивления вторичных обмоток производится мегомметром на 1000В. При этом обмотки, не участвующие в замере должны быть заземлены. Класс напряжения, Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее кВ Основная изоляция Измерительный вывод Наружные слои Вторичные обмотки* Промежуточные обмотки 3-35 500 - - 50 (1) - 110-220 1000 - - 50 (1) - 330 3000 1000 500 50 (1) 1 ________________ * Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях, в скобках - с подключенными вторичными цепями. 4.3.2 Измерение tgd изоляции трансформаторов тока. Измерения tgd у трансформаторов тока с основной бумажно-масляной изоляцией производятся при напряжении 10 кВ. Измеренные значения, приведенные к температуре 20 о С, должны быть не более указанных в таблице. Тип изоляции Предельные значения tgd, %, основной изоляции трансформаторов тока на номинальное напряжение, кВ, приведенные к температуре 20°С 3-15 20-35 110 330 Бумажно- бакелитовая 12,0 8,0 5,0 - Основная бумажно- масляная и конденсаторная изоляция - 4,5 3,0 Не более 150% от измеренного на заводе, но не выше 0,8. Не более 150% от измеренного при вводе в эксплуатацию, но не выше 1,0. 4.3.3 Снятие характеристик намагничивания встроенных трансформаторов тока. Характеристика снимается повышением напряжения на одной из вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении. В процессе эксплуатации допускается снятие только трех контрольных точек. Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличия от значений, измеренных на заводе-изготовителе, или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10%. 4.3.4 Измерение коэффициента трансформации встроенных трансформаторов тока. Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2%. 4.3.5 Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов напряжения. Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 1000 В. В процессе эксплуатации устанавливается следующая периодичность проведения измерений: - для трансформаторов напряжения 3-35 кВ - при проведении ремонтных работ в ячейках, где они установлены; - для трансформаторов напряжения НКФ 110-300 кВ - 1 раз в 4 года. Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в таблице. В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно со вторичными цепями. Класс напряжения, Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее кВ Основная изоляция Вторичные обмотки* 3-35 100 50 (1) 110-330 300 50 (1) ___________________ *Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями. 4.3.6 Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устройства емкостного трансформатора напряжения. Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на 2500 В. В процессе эксплуатации устанавливается следующая периодичность проведения измерений: - первый раз через 4 года после ввода в эксплуатацию; - в дальнейшем 1 раз в 6 лет. Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30% в худшую сторону, но составлять не менее 300 МОм. 4.3.7 Измерение тока и потерь холостого хода емкостного трансформатора напряжения. Измерения тока и потерь холостого хода производятся при напряжениях, указанных в заводской документации. Измеренные значения не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 10%. 4.3.8 Испытания трансформаторного масла. В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов тока напряжением до 35 кВ включительно допускается не испытывать. Масло из трансформаторов тока 110-330 кВ, не оснащенных системой контроля под рабочим напряжением, испытывается согласно требованиям таблицы - 1 раз в 2 года. В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов напряжения до 35 кВ включительно допускается не испытывать. У трансформаторов напряжения НКФ 110-300 кВ устанавливается следующая периодичность испытаний трансформаторного масла: - для трансформаторов напряжения 110-150 кВ - 1 раз в 4 года; - для трансформаторов напряжения 330 кВ - 1 раз в 2 года. В процессе эксплуатации масло у трансформаторов тока и трансформаторов напряжения испытывается на соответствие требованиям таблицы. Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания Категория электрооборудования Значение показателя качества масла ограничивающее область нормального состояния предельно допустимое 1. Пробивное напряжение по ГОСТ Электрооборудование: 6581- 75, кВ, не менее до 15 кВ включительно - 20 до 35 кВ включительно - 25 от 60 до 150 кВ включительно 40 35 от 220 до 500 кВ включительно 50 45 2. Кислотное число по ГОСТ 5985- 79, мг КОН/г масла, не более измерительные трансформаторы 0,10 0,25 3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356- 75, °С, не ниже измерительные трансформаторы Снижение более чем на 5°С в сравнении с предыдущим анализом 125 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле производится у трансформаторов тока с бумажно- масляной изоляцией напряжением 110 кВ и выше. Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле. Хроматографический контроль должен осуществляться в 1 раз в 12 месяцев. Граничные концентрации растворенных в масле газов указаны в таблице. Концентрации газов, мкл/л Оборудование Н 2 СН 4 С 2 Н 2 С 2 Н 4 С 2 Н 6 CO СO 2 Трансформаторы напряжением 110-330 кВ 100 20 2 30 20 400 2000 |