ЦЭ-936. Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
проверка давления в герметичных вводах; доливка трансформаторного масла; проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе; устранение мелких дефектов и неисправностей. 2.4.4. При межремонтных испытаниях вводов и проходных изоляторов проводятся: измерение сопротивления изоляции; измерение тангенса угла диэлектрических потерь тангенс дельта; испытание повышенным напряжением промышленной частоты вводов и проходных изоляторов до 35 кВ включительно; испытание масла из маслонаполненных вводов. 2.4.5. Объем капитального ремонта вводов и проходных изоляторов определяется состоянием объектов и результатами испытаний. После капитального ремонта проводят испытания, указанные в подпункте 2.4.4 настоящей Инструкции, а также проверка качества уплотнений маслонаполненных вводов. 2.4.6. Измерение сопротивления изоляции проводится у измерительной и последней обкладки вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 1000-2500 В, которое должно быть не менее 500 МОм. 2.4.7. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь тангенс дельта проводится у вводов и проходных изоляторов с основной бумажномасляной изоляцией. Максимально-допустимые тангенс дельта основной изоляции и изоляции измерительных конденсаторов вводов и проходных изоляторов указаны в таблице 21 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Определение тангенса угла диэлектрических потерь вводов измерения должно проводиться при напряжении 10 кВ между токоведущим стержнем и измерительным выводом, а также при напряжении 2,5 кВ между измерительным выводом и соединительной втулкой. 2.4.8. Для заливки трансформаторного масла во вводы, после их ремонта, должно применяться масло с диэлектрической прочностью не менее 50 кВ и тангенсом угла диэлектрических потерь не более 0,3% при температуре 20 град. С. 2.4.9. Проверка качества уплотнений проводится у маслонаполненных изоляторов с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 110 кВ и выше. 2.4.10. Дежурный персонал подстанции должен иметь графики зависимости давления масла от температуры в герметичных вводах. 2.5. Разъединители, отделители, короткозамыкатели. 2.5.1. При осмотрах разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проверяется состояние: изоляторов; контактов; приводов; поддерживающих конструкций; заземлений. 2.5.2. Ремонт разъединителей, короткозамыкателей и отделителей по техническому состоянию проводится при обнаружении повреждений. 2.5.3. При текущем ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей выполняются: чистка изоляторов; проверка и подтяжка болтовых контактов; смена изоляторов с нарушенной армировкой или трещинами; чистка, шлифовка и смазка контактов; чистка и смазка трущихся частей; чистка привода и смазка трущихся частей; устранение дефектов и неисправностей; проверка работы электроподогрева приводов; измерение сопротивления изоляции вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек. 2.5.4. При межремонтных испытаниях разъединителей, короткозамыкателей и отделителей контроль многоэлементных изоляторов выполняется с помощью измерительной штанги или других средств диагностики. 2.5.5. При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводится: полная разборка всех узлов разъединителя, отделителя, короткозамыкателя и их приводов; очистка от старой смазки, промывка всех деталей и узлов; осмотр изоляторов, восстановление цементных швов армировки; смазка трущихся поверхностей разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов; регулировка на одновременность включения трехполюсных разъединителей и отделителей. При капитальном ремонте разъединителей, короткозамыкателей и отделителей проводятся испытания: 1) измерение сопротивления изоляции: поводков и тяг, выполненных из органических материалов; многоэлементных изоляторов; вторичных цепей, обмоток включающих и отключающих катушек; 2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты: изоляции разъединителей, отделителей, короткозамыкателей; изоляции вторичных цепей и обмоток включающих и отключающих катушек; 3) контроль многоэлементных изоляторов с помощью штанги или других средств диагностики; 4) измерение сопротивления постоянному току: контактов; обмоток включающих и отключающих катушек; 5) измерение усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта разъединителя или отделителя; 6) проверка работы разъединителя, короткозамыкателя или отделителя, имеющего электрический и ручной привод; 7) определение времени движения подвижных частей короткозамыкателей и отделителей. 2.5.6. Измерение сопротивления постоянному току контактов проводится у разъединителей и отделителей на напряжение 35 кВ и выше, а также у разъединителей на 600 А и более всех напряжений. Сопротивление должно быть не более 150 % от исходных (заводских) данных или значений, приведенных в таблице 24 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Сопротивление обмоток включающих и отключающих катушек должно соответствовать заводским данным. 2.5.7. Усилие вытягивания ножа из неподвижного контакта следует проводить у разъединителей или отделителей, работающих при токах более 90 % номинального значения, и должно соответствовать данным таблицы 25 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. 2.5.8. Проверка работы разъединителя, короткозамыкателя и отделителя, имеющего электрический привод, проводится путем 3-5 кратного включения и отключения при номинальном напряжении оперативного тока. Минимальное напряжение срабатывания катушек отключения привода разъединителя, отделителя и катушек включения короткозамыкателя должно быть не менее 35% номинального, а напряжение их надежной работы - не более 65% номинального. 2.5.9. Время движения подвижных частей определяется у короткозамыкателей при включении, отделителей - при отключении. Время движения подвижных частей не должно отличаться от значений, приведенных в таблице 26 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, более чем на +- 10 %. 2.5.10. Для опорно-стержневых изоляторов электрическое испытание не обязательно. 2.6. Выключатели масляные, вакуумные, элегазовые. 2.6.1. При осмотрах выключателей проверяются: наличие элегаза течеискателем в помещениях элегазовых распределительных устройств; показания приборов контроля давления элегаза или целость мембран у герметичных (неразборных) элегазовых выключателей; внешнее состояние выключателя и его привода; отсутствие загрязнений, видимых сколов, трещин и следов перекрытия изоляции; уровень и отсутствие течи масла; исправность заземлений; работа подогрева выключателя и привода в период низких температур; показания счетчика числа аварийных отключений. 2.6.2. Ремонт выключателей по техническому состоянию выполняется: после отказа в работе; при обнаружении течи масла из баков выключателя; у маломасляных выключателей при обнаружении течи масла из трещин или заделки фарфора; при нарушении герметичности элегазовых выключателей; после выработки механического или коммутационного ресурса (таблицы 1, 2, 3, 4 настоящей Инструкции). Объем работ и испытаний определяется характером неисправности или повреждения. Таблица 1. Механический ресурс масляных выключателей.
Таблица 2. Коммутационный ресурс масляных выключателей.
Примечания: 1) Iо. ном - номинальный ток отключения, кА. 2) Коммутационный ресурс для часто переключаемых выключателей преобразовательных агрегатов определяется числом коммутаций рабочего тока и составляет для металлокерамических контактов 1000 операций, для медных контактов - 250 операций. При наличии сумматоров - фиксаторов отключаемых токов коммутационный ресурс определяется по допустимому значению суммарного коммутируемого тока (таблица 3 настоящей Инструкции). Таблица 3. Коммутационный ресурс масляных выключателей по суммарному коммутируемому току
Таблица 4. Механический и коммутационный ресурс вакуумных выключателей
2.6.3. При текущем ремонте выключателей выполняются: внешний осмотр выключателя и привода; протирка изоляторов и наружных частей выключателей; проверка исправности маслоуказательных устройств; проверка герметичности элегазовых выключателей течеискателем; проверка надежности контактных и механических соединений; проверка исправности масляного и пружинного буферов привода; замена смазки в доступных местах; доливка или замена трансформаторного масла (при необходимости); измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек мегомметром 1000 В, которое должно быть не ниже 1 МОм; проверка времени движения подвижных частей выключателя, которое не должно отличаться от паспортного более чем на +- 10 %; опробование трехкратным включением и отключением. При текущем ремонте масляных выключателей типа ВМК и ВМУЭ, кроме указанных выше работ выполняются: осмотр и чистка внутренних частей выключателя; зачистка или замена контактов; протирка изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных покрышек; испытание электрической прочности тяг напряжением 80 кВ переменного тока в течение 1 минуты (при этом не должно быть перекрытий и нагрева тяги); промывка основания выключателя маслом 2-3 раза; заливка выключателя сухим маслом. 2.6.4. При межремонтных испытаниях выключателей, кроме работ проводимых при текущем ремонте, выполняются: измерение хода подвижной части, вжима или нажатия контактов при включении, проверку одновременности замыкания и размыкания контактов, износа контактов; проверка действия механизма свободного расцепления при включенном положении привода в двух-трех промежуточных его положениях и на границе зоны действия; испытание трансформаторного масла из баков выключателей, которое должно отвечать следующим требованиям: а) не содержать механических примесей по визуальному определению; б) содержать взвешенный уголь не более 1 балла; в) иметь кислотное число не более 0,25 мг КОН; г) иметь снижение температуры вспышки не более 5 град. С; д) иметь наименьшее пробивное напряжение 20 кВ для выключателей до 15 кВ, 25 кВ для выключателей от 15 до 35 кВ, 35 кВ для выключателей от 60 до 220 кВ; испытание встроенных трансформаторов тока, измерение сопротивления изоляции, испытание изоляции повышенным напряжением, определение погрешности. 2.6.5. При капитальном ремонте выключателей проводятся: разборка и ремонт всех узлов выключателя и привода; проверка состояния пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышки, баков, предохранительных клапанов, подъемных и выхлопных устройств; осмотр и очистка внутренних частей выключателей; зачистка подвижного и неподвижного контактов, при необходимости их замена; замена камер и их деталей; ремонт сигнальных и блокировочных контактов; замена резиновых уплотнений; обновление лакокрасочных покрытий; заливка выключателя сухим трансформаторным маслом; регулировка выключателя и привода. При капитальном ремонте выключателей проводятся испытания в объеме межремонтных и дополнительно: измерение сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей выполненных из органических материалов мегомметром на напряжение 2500 В, которое должно быть не менее 300 МОм для выключателей на номинальное напряжение 3-10 кВ 1000 МОм для выключателей 15/150 кВ; 3000 МОм для выключателей 220 кВ; оценка состояния внутрибаковой изоляции выключателей 35 кВ и дугогасительных устройств, которая подлежит сушке, если ее исключение снижает тангенс дельта вводов более, чем на 5 %; испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты (таблица 5 настоящей Инструкции); Таблица 5. Испытательные напряжения промышленной частоты для выключателей
испытание изоляции вторичных цепей и обмоток включающей и отключающей катушек напряжением 1000 В промышленной частоты в течение одной минуты; проверка срабатывания при пониженном напряжении: минимальное напряжение срабатывания катушек отключения должно быть не менее 35 % номинального, напряжение их надежной работы не более 65 %, напряжение надежной работы контакторов включения - не более 80 % номинального; испытание выключателя 3-5 кратным опробованием при напряжениях на зажимах катушек 110, 100, 90 и 80 % номинального. 2.6.6. ТО выключателей, произведенных иностранными организациями, выключателей новых типов и выключателей, не указанных в настоящей Инструкции, проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей. При отсутствии указаний о допустимых отклонениях контролируемых параметров они принимаются, как правило, в пределах +- 10%. 2.6.7. Электроподогрев приводов и полюсов (баков) выключателей должен автоматически включаться при понижении температуры окружающего воздуха ниже указанной в инструкции по эксплуатации выключателя, но обязательно при температуре ниже минус 25 град. С. 2.6.8. Перед вводом вакуумного выключателя в эксплуатацию проводится тренировка дугогасительных вакуумных камер путем постепенного повышения напряжения от нуля до испытательного напряжения. При возникновении пробоев в камере, при напряжении менее испытательного, делается выдержка до прекращения пробоев и только после этого повышается напряжение до испытательного. 2.6.9. Испытание повышенным напряжением вакуумных выключателей проводится приложением испытательного напряжения двумя степенями: до 1/3 от испытательного напряжения - толчком и далее плавно со скоростью 1 кВ в секунду. После выдержки заданного испытательного напряжения в течение одной минуты за время около 5 секунд плавно снижается напряжение до значения, равного 1/3 или менее от испытательного, после чего напряжение может быть отключено. При этом не должно наблюдаться пробоя или повреждения изоляции (возникновение слабой кистевой короны в воздухе допускается). 2.6.10. Предварительная проверка износа контактов дугогасительных камер вакуумных выключателей типа ВВФ-27,5 проводится визуально через смотровые лючки, расположенные на уровне траверсы и специальной гайки. При уменьшении хода траверсы относительно головки специальной гайки любой из камер более чем на 2 мм проводится тщательное измерение износа контактов при снятых фарфоровых покрышках. 2.6.11. Для разборных элегазовых выключателей должна контролироваться влажность элегаза первый раз - через неделю после заполнения элегазом, а затем два раза в год (зимой и летом). Содержание влаги определяется по измерениям температуры точки росы, которая должна быть не выше минус 50 град. С. 2.6.12. Испытание трансформаторного масла из баков выключателей проводится после отключения короткого замыкания, мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности многообъемных масляных выключателей, независимо от напряжения и малообъемных масляных выключателей напряжением 110 кВ и выше на наличие взвешенного угля. У малообъемных выключателей напряжением до 35 кВ масло не испытывается. Масло заменяется свежим при капитальном ремонте, а также после трехкратных отключений короткого замыкания мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности масляного выключателя. 2.7. Быстродействующие выключатели постоянного тока. 2.7.1. При осмотре быстродействующих выключателей без отключения проверяются: внешнее состояние выключателей и камер; отсутствие следов подгаров и перекрытий; показания счетчика числа аварийных отключений; исправность заземления; соответствие сигнализации положению выключателей; нагрузка по килоамперметру. 2.7.2. Ремонт быстродействующих выключателей по техническому состоянию проводится: после отказа в работе или повреждении; для выключателей АБ-2/4 и ВАБ-43 с одним разрывом - после 40 отключений; для выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных выключателей - после 80 отключений; для выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 - при уменьшении зазора д на 0,5 мм (таблица 8 настоящей Инструкции). Для выключателей ВАБ-43, ВАБ-49, установленных на тяговых подстанциях, оборудованных устройствами для шунтировки реакторов, снабженными фиксаторами - сумматорами коммутируемого тока, ремонт по техническому состоянию выполняется через 1000 кА отключенного тока с измерением параметров (пункты 1 - 6 таблицы 9, таблица 10 настоящей Инструкции) и сопоставлением их с допустимыми в графе "до ремонта". Объем работ определяется по результатам осмотра выключателей. 2.7.3. При текущем ремонте быстродействующих выключателей выполняются: протирка частей выключателей и изоляторов; осмотр вторичных цепей, заземлений, реле; проверка крепления ошиновки и исправности диодов в цепях держащих катушек; измерение лимитирующих зазоров и регулировка зазора свободного расцепления; осмотр главных и дугогасительных контактов; осмотр дугогасительных камер; чистка и ремонт камер (при необходимости); смазка трущихся частей и поверхности прилегания якоря к сердечнику у зуба защелки; опробование дистанционного управления и автоматики. 2.7.4. При межремонтных испытаниях быстродействующих выключателей проводятся: измерение сопротивления изоляции мегомметром; испытание повышенным напряжением (таблица 6 настоящей Инструкции); измерение нажатия главных контактов; измерение нажатия дугогасительных контактов; измерение лимитирующих зазоров и расстояний; измерение тока и напряжения держащей катушки; измерение площади прилегания якоря к магнитопроводу; измерение площади прилегания главных контактов; проверка работы механизма свободного расцепления; проверка токов уставки прямым током; проверка работы схемы управления; проверка работы автоматического повторного включения (АПВ) и искателя коротких замыканий (ИКЗ). 2.7.5. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ, указанных в подпунктах 2.7.3 и 2.7.4 настоящей Инструкции выполняются: разборка и ремонт узлов выключателей; полная разборка камер или их замена; замена контактов (при необходимости); замена смазки всех трущихся частей. 2.7.6. Испытание быстродействующих выключателей и реле РДШ производится повышенным напряжением переменного тока в течение одной минуты согласно таблицы 6 настоящей Инструкции. До начала и во время испытаний должны быть приняты меры, исключающие попадания высокого напряжения в низковольтные и измерительные цепи, путем их отключений и заземлений (цепи датчиков тока и напряжения тепловой защиты, телеизмерения). При испытании опорных изоляторов выводы всех катушек выключателей должны быть соединены с корпусом выключателя, отсоединена сигнальная тяга, отведен коммутатор от рамы выключателя или отсоединены подходящие кабели, а неподвижный контакт зашунтирован. Сопротивление изоляции вторичных цепей измеряется мегомметром на напряжение 1000 - 2500 В и испытывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение одной минуты. В условиях эксплуатации при наличии приборов непрерывного контроля изоляции указанные проверки могут не проводиться. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм. 2.7.7. Токи уставки выключателей и реле типа РДШ проверяются прямым током. Косвенный метод с помощью калибровочной катушки можно применять только для проверки стабильности уставок между их настройками прямым током. Для обеспечения необходимой точности настройки многоамперные агрегаты должны иметь схему выпрямления тока, аналогичную току выпрямительных агрегатов подстанций. При калибровке токов уставок выключателей от аккумуляторных батарей, опытных агрегатов завода Всероссийского электротехнического института (ВЭИ) или аналогичных им, уставки увеличиваются на 15 % для подстанций с шестипульсовыми тяговыми выпрямителями. 2.7.8. Минимальные токи короткого замыкания определяются в порядке, установленном МПС России. Значение указанных токов проверяется на действующей подвеске методом металлического короткого замыкания. Измеренный ток должен быть приведен к минимальному напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней температуре с учетом сопротивления дуги. Опыты короткого замыкания рекомендуется выполнять на ожидаемые токи, соизмеримые с рабочими. Измерения проводятся на одном питающем вводе и одном работающем преобразователе. Периодичность измерений фактических токов короткого замыкания - не реже одного раза в 5 лет, а также в случаях изменения сечения контактной подвески, мощности тяговых подстанций, схем внешнего электроснабжения и замены типа рельсов 2.7.9. В случае выполнения вторых (уменьшенных) уставок тип датчиков и их конструктивные исполнения должны быть согласованы со службой электроснабжения железной дороги. 2.7.10. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливаются таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением оставались неподвижные контакты. 2.7.11. Подключение диодов в цепях держащих катушек, применяемых для обеспечения правильной полярности, должно выполняться пайкой. Места пайки покрываются лаком. 2.7.12. Для измерения токов фидеров контактной сети килоамперметры должны быть установлены в ячейках 3,3 кВ. Для измерения токов в схемах профподогрева должен быть установлен килоамперметр с нулем посередине. 2.7.13. Фидерные выключатели должны иметь однократное АПВ с выдержкой времени 5 - 12 с, для фидеров тяговых подстанций, питающих главные пути с обращением подвижного состава, оборудованного минимальной защитой - 5 - 7 с. Все выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых подстанций должны быть оборудованы ИКЗ, дающими запрет АПВ при устойчивом коротком замыкании. Уставку ИКЗ выбирают из конкретных условий в зависимости от нагрузки фидерной зоны. В целях надежного исключения АПВ на короткое замыкание величина уставки ИКЗ должна быть не менее 10 Ом. 2.7.14. Для исключения перебросов дуги на заземленные конструкции должны быть выдержаны расстояния, приведенные в таблице 7 настоящей Инструкции. 2.7.15. Коммутатор и клеммная сборка выключателя заключаются в металлический кожух, который заземляется на внутренний контур заземления подстанции (поста секционирования, пункта параллельного соединения, пункта отопления вагонов). Сечение заземляющего проводника - не менее 100 мм (в степени 2) по меди. 2.7.16. После настройки всех механических и электрических параметров выключателей ВАБ-43, ВАБ-49 выполняются 20 контрольных оперативных включений и отключений, а для других выключателей - 10 таких операций, после чего необходимо убедиться, что все регулировочные параметры остались неизменными. 2.7.17. При применении тепловых защит контактной сети следует руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей. Таблица 6. Испытательные напряжения промышленной частоты для изоляции быстродействующих выключателей и реле РДШ
Таблица 7. Допустимые расстояния при установке быстродействующих выключателей
Таблица 8. Контролируемые параметры выключателей ВАБ-2, АБ2/4, ВАБ-28
Примечания: 1. Дугогасительный контакт должен замыкаться раньше главного на 2 мм. 2. Зазор между толкателем и подвижным контактом во включенном положении. Таблица 9. Контролируемые параметры выключателей типа ВАБ - 43 и пределы их допустимых значений перед вводом в эксплуатацию (после ремонта) и в процессе эксплуатации (до ремонта)
Таблица 10. Контролируемые параметры и зазоры выключателей типа ВАБ - 49
Примечание: При регулировке зазоров дельта1, дельта2, дельта3, дельта4 рекомендуется устанавливать верхние пределы значений. III. ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТРАНСФОРМАТОРОВ 3.1. Трансформаторы систем тягового электроснабжения. Положения настоящего раздела распространяются: на силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы (далее трансформаторы), установленные на тяговых и трансформаторных, подстанциях, фидерных зонах всех систем тягового электроснабжения, электроснабжения нетяговых потребителей, железнодорожных узлов, линий автоблокировки; на измерительные трансформаторы тока и напряжения; 3.1.1. При осмотре трансформаторов систем тягового электроснабжения, собственных нужд, напряжения, тока, масляных реакторов проверяются: режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности трансформатора; соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму; уровень масла в расширителе и соответствие показаний маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям термометра, измеряющего температуру масла; уровень масла в негерметичных вводах и давление масла - в герметичных; состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие загрязнения); состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных элементов, баке, расширителе, радиаторах, вентилях; состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева контактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и спусков к вводам в зимнее время; состояние рабочего и защитного заземлений; соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления; целостность корпусов пробивных предохранителей; исправность устройств сигнализации; голубой цвет контрольного силикагеля, состояние термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов; целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы; отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора; состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундаментов, маслоприемников, трансформаторного помещения; работа обдува в летнее время, обогрева привода РПН в зимнее время. 3.1.2. Ремонты по техническому состоянию силовых и измерительных трансформаторов выполняются по результатам осмотров и при выявлении неисправностей. Объем работ устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги. 3.1.3. Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится по мере необходимости. 3.1.4. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от мощности и первичного напряжения проводится устранение выявленных дефектов, поддающихся устранению на месте: проверка маслоуказательных устройств; чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных стекол), замена манометров герметичных вводов; подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки; протирка изоляторов и очистка поверхности бака; доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы; смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при необходимости); замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной трубы; проверка состояния термосифонных фильтров и замена сорбента в воздухоосушителях (при необходимости) по результатам анализа масла (или увеличении влагосодержания); проверка состояния подшипников электродвигателей и насосов систем охлаждения; проверка автоматики системы охлаждения; текущий ремонт систем охлаждения; осмотр пленочной защиты; проверка работы газового реле продувкой воздуха давлением в 2 - 3 атмосферы, с действием защиты на отключение масляного выключателя (МВ) или включение короткозамыкателя; проверка состояния рабочего, защитного заземления; текущий ремонт РПН; текущий ремонт вводов. 3.1.5. При неудовлетворительных результатах анализов трансформаторного масла проводится восстановление характеристик масла. 3.1.6. При текущем ремонте масляных трансформаторов выполняются следующие испытания: измерение сопротивления изоляции обмоток R(60) и соотношения R(60)/R(15) мегомметром на напряжение 2500 В; проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров; хроматографический контроль трансформаторного масла; испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов мощностью свыше 630 кВА; испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН. 3.1.7. При текущем ремонте сухих трансформаторов выполняются: 3.1.7.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток R(60) и соотношения R(60)/R(15) мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20-30 град. С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением: до 1 кВ (включительно) - не менее 100 МОм; более 1 кВ до 6 кВ (включительно) не менее 300 МОм; более 6 кВ - не менее 500 МОм. 3.1.7.2. Измерение изоляции стяжных шпилек, бандажей, полубандажей, прессующих колец: относительно активной стали и ярмовых балок; ярмовых балок относительно активной стали; электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода. Измерение проводится мегомметром на напряжение 1000/2500 В, сопротивление изоляции - не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок - не менее 0,5 МОм. 3.1.8. При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, проводятся: измерения сопротивления изоляции R(60) всех обмоток с определением отношения R(60)/R(15), мегомметром на напряжение 2500 В до и после ремонта; измерения тангенса угла диэлектрических потерь (тангенс дельта) изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, мощностью свыше 1000 кВА. Допустимые значения тангенс дельта для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведены в таблице 4 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях. Допускается отличие не более +- 2 % от сопротивления других фаз или предыдущих измерений; проверка голубой окраски индикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров; испытания трансформаторного масла из трансформаторов на соответствие показателям таблицы 8 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; испытания трансформаторного масла из баков контакторов РПН, отделенного от масла трансформаторов, после определенного числа переключений и при снижении пробивного напряжения ниже норм, приведенных в подпункте 2.16 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; испытания вводов масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА согласно положений пункта 10 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; испытания встроенных трансформаторов тока согласно положений пунктов 19.1, 19.2, 19.3, 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. 3.1.9. При межремонтных испытаниях измерительных трансформаторов проводится: измерения сопротивления изоляции первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения выше 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В; измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения мегомметром на напряжение 1000 В; измерения тангенса угла диэлектрических потерь (тангенс дельта) изоляции обмоток согласно таблиц 27 и 28 и положений пункта 19.2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения до 35кВ проводятся с учетом данных таблицы 11 настоящей Инструкции; Таблица 11. Одноминутное испытательное напряжение 50Гц для измерительных трансформаторов тока и напряжения
испытания изоляции вторичных обмоток, мегомметром на напряжение 2500 В в течение одной минуты; испытания трансформаторного масла у измерительных трансформаторов 35кВ и выше согласно таблице 8 и положений пункта 19.5 приложения 1 к | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||