ЦЭ-936. Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. 3.1.10. При капитальном ремонте трансформаторов без смены обмоток выполняются: вскрытие трансформатора, осмотр сердечника; ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без замены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей; ремонт расширителя, предохранительной трубы, радиаторов, кранов, изоляторов, маслоочистительных устройств; проверка системы опрессовки обмоток; очистка или замена масла; смена сорбента в фильтрах; чистка и окраска бака трансформатора и всех его элементов; проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты, автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе; сушка, подсушка изоляции; ремонт устройств регулирования напряжения; заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений; проверка систем охлаждения согласно заводских инструкций; испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности, первичного напряжения и конструкции трансформаторов; определение погрешности трансформаторов тока и напряжения, используемых для подключения расчетных средств учета электрической энергии; измерение сопротивления 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 2500 В, сопротивление изоляции - не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок - не менее 0,5 МОм; определение соотношения С(2)/С(50) для масляных трансформаторов мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С(2)/С(50) приведены в таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; определение отношения дельта С/С для масляных трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения дельта С/С приведены в таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей; испытание повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном ремонте трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного напряжения приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. Для обмоток тяговых и преобразовательных трансформаторов напряжением 3,3 кВ величина испытательного напряжения устанавливается в соответствии с таблицей 12 настоящей Инструкции. Таблица 12. Одноминутные испытательные напряжения переменного тока промышленной частоты
испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на напряжение 2500 В в течении одной минуты. 3.1.11. После проведения капитального ремонта без замены обмоток и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при соблюдении длительности пребывания активной части на воздухе, трансформаторы могут быть включены без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции данным таблицы 1 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, определенных при следующих испытаниях: 1) трансформаторов до 35 кВ, мощностью до 10000 кВА, производимых посредством: отбора проб масла для сокращенного анализа; измерения сопротивления изоляции R(60); определения отношения R(60)/R(15); 2) трансформаторов до 35 кВ, мощностью более 10000 кВА, 110 кВ и выше всех мощностей, производимых посредством: отбора проб масла для сокращенного анализа; измерения сопротивления изоляции R60; определения отношения R(60)/R(15); измерения отношения дельта С/С у трансформаторов 110 кВ и выше; измерения тангенс дельта и С(2)/С(50) у трансформаторов напряжением 110, 150, 220 кВ. Порядок включения сухих трансформаторов без сушки определяется указаниями завода-изготовителя. 3.1.12. При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести дополнительные испытания и сравнить с имеющимися заводскими данными (до ремонта): данные измерения тока и потерь холостого хода; данные измерения тока, напряжения и потерь короткого замыкания; данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже маслонаполненных трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты; данные снятия круговой диаграммы РПН; данные проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов; данные проверки коэффициента трансформации; данные фазировки трансформаторов; данные испытания трансформаторов толчком на номинальное напряжение. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний. 3.1.13. Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим при: сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора; постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузках и работе устройств охлаждения; выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы предохранительной трубы; неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже контролируемого уровня; неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла; неудовлетворительных результатах испытаний. 3.1.14. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора в данный момент. 3.1.15. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть проведен осмотр трансформатора и взят анализ газа из реле. Если газ в реле не горючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, трансформатор может быть включен в работу. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги. После аварийного отключения трансформатора с разрывом стеклянной диафрагмы предохранительной трубы необходимо немедленно восстановить герметичность трансформатора. 3.1.16. У всех трансформаторов, включенных в работу без сушки, следует в течение первого месяца их работы брать пробу масла на анализ 3 раза в день - в течении 5 дней после включения, 2 раза в день - в течении 2 последующих дней для измерения пробивного напряжения и влагосодержания, чтобы убедиться в отсутствии выделения влаги из изоляции. После включения трансформатора должна быть взята проба масла для определения температуры вспышки масла и для проведения хроматографического анализа. 3.1.17. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора R(60), и тангенс угла диэлектрических потерь тангенс дельта, измеренные при температуре t(2) град. С приводится к сопротивлению и тангенс дельта при t1=20 град С по формуле: Rt(1)=Rt(2)*K(2), МОм тангенс дельта(t1)= тангенс дельта(t2)*K1 где: К(1) и К(2) приведены в таблице 13. Таблица 13. Поправочные коэффициенты к значению измеренного сопротивления и тангенс дельта обмоток трансформаторов
Значение К(1) и К(2) промежуточных значений определяется умножением коэффициентов; например, К(1) при дельта t=12 град. С определяется К(12)=К(10)*К(2)=1,31.1,06=1,39 3.1.18. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску. Изменение окраски зерен силикагеля на розовую свидетельствует об увлажнении масла и необходимости подсушки или сушки изоляции и масла. 3.1.19. В трансформаторах мощностью до 630 кВ*А с термосифонными фильтрами проба масла не отбирается. При неудовлетворительных характеристиках изоляции проводятся работы по восстановлению изоляции, замене масла в трансформаторах и силикагеля в термосифонных фильтрах. 3.1.20. У измерительных трансформаторов напряжения, однофазных трансформаторов ОМ 6, 10, 27,5 кВ, трехфазных трансформаторов, питающих потребителей I категории надежности, перед установкой измеряется ток холостого хода и сравнивается с паспортным значением. 3.1.21. Трансформаторы, контролируемые хроматографическим методом. Результаты хроматографического метода контроля масла силовых и преобразовательных трансформаторов, вводов напряжением 35-220 кВ является основанием для ремонта по техническому состоянию. В зависимости от результатов диагностирования допускается изменять состав работ и их периодичность. Для трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом, вместо капитального ремонта проводится текущий ремонт, состав которого определен в пункте 3.6 настоящей Инструкции. Периодичность отбора пробы масла на анализ, из трансформаторов и вводов, контролируемых хроматографическим методом, приведена в приложении N 2 к настоящей Инструкции. 3.2. Осмотры трансформаторов выполняются в соответствии с подпунктом 3.1.1 настоящей Инструкции. 3.3. При межремонтных испытаниях трансформаторов, контролируемых хроматографическим методом, проводятся следующие испытания: измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях - при наличии признаков повреждения по результатам хроматографического анализа. Допускается различие +- 2 % от сопротивления других фаз или результатов предыдущих измерений; хроматографический контроль масла трансформатора и вводов; испытания трансформаторного масла из трансформаторов; испытание трансформаторного масла из баков контакторов устройств РПН; испытание трансформаторного масла из негерметичных маслонаполненных вводов; измерение сопротивления изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки мегомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 500 МОм; измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов, масло которых не контролируется хроматографическим методом; испытание встроенных трансформаторов тока путем: 1) измерения сопротивления изоляции; 2) испытания повышенным напряжением; 3) определения погрешности. 3.4. Текущий ремонт трансформаторов выполняется в порядке, приведенном в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции. 3.5. Перед проведением среднего ремонта трансформаторов проводятся следующие испытания: хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформатора; хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов; испытание трансформаторного масла из трансформатора; испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН; определение отношения С(2)/С(50), дельта С/С; измерение сопротивления обмоток постоянному току; измерение потерь тока холостого хода; испытание вводов; снятие круговой диаграммы РПН и проверка работы переключающего устройства; определение газосодержания масла в трансформаторах с пленочной защитой. 3.6. При текущем ремонте трансформаторов, кроме работ, перечисленных в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции, выполняются: замена или ремонт дефектных комплектующих узлов (маслоохладителей, вводов, резиновых уплотнений, регуляторов напряжения); проверка линейных защит и схем автоматики управления трансформатора; внутренний осмотр и очистка расширителя; очистка и покраска бака трансформатора; ревизия азотной или пленочной защиты масла; подсушка или сушка изоляции в соответствии с нормами испытания трансформатора, приведенными в пункте 2.1 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. 3.7. При положительных результатах испытаний и измерений и при отсутствии необходимости нарушать герметичность трансформатора при других работах, указанных в подпункте 3.1.4 и пункте 3.6 настоящей Инструкции, текущий ремонт считается завершенным. 3.8. Подсушка проводится при незначительных (поверхностных) увлажнениях изоляции, а так же в следующих случаях: при наличии признаков увлажнения масла или нарушения герметичности; при превышении допустимого времени пребывания активной части на воздухе в разгерметизированном состоянии, но не более, чем в 2 раза; при несоответствии характеристики изоляции нормам. 3.9. Сушка изоляции трансформаторов напряжением 110 кВ и выше без масла проводится: если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды; если индикаторный силикагель изменил цвет; если продолжительность пребывания активной части на воздухе более чем вдвое превышает нормативное время; при неудовлетворительных результатах подсушки. 3.10. Если была проведена разгерметизация трансформатора, то после выполнения всех ремонтных работ должны быть вновь проведены испытания и измерения. 3.11. Показателями для вывода трансформатора, контролируемого хроматографическим методом, в капитальный ремонт с выемкой активной части или подъемом колокола являются: развивающееся повреждение элементов трансформатора, выявленное по результатам хроматографического анализа, испытаний и измерений, но неустранимое при среднем ремонте; аварийное повреждение трансформатора. 3.12. После капитального ремонта проводятся испытания и измерения в объеме указанном в пункте 2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей. IV. ВЫПОЛНЕНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ 4.1. При осмотре полупроводникового преобразователя проверяются: соответствие положения аппаратуры управления и сигнальных указателей режиму преобразователя; отсутствие постороннего шума, треска, разрядов в шкафах преобразователя, цепях сопротивлений и конденсаторов (RC); состояние разрядников; плавность работы вентиляторов и масляных насосов, степень нагрева подшипников, отсутствие вибрации; показания всех регистрирующих приборов. 4.2. Ремонт по техническому состоянию проводится: после срабатывания защит преобразователя и аварийного его отключения; после аварийного отключения инвертора при токе опрокидывания более трехкратного номинального значения или при трех отключениях с меньшими токами. Объем работ определяется характером отказа или повреждения. 4.3. При текущем ремонте полупроводниковых преобразователей выполняются: проверка заземления конструкции и аппаратов, земляного реле; осмотр разрядников, очистка от пыли и проверка регистраторов срабатывания; проверка контактных соединений, крепления шин, изоляторов вентилей, визуальную проверка охладителей таблеточных вентилей, исправность шунтирующих элементов; очистка от пыли элементов преобразовательных секций, изоляторов, вентиляционных каналов; опробование действия встроенных в секцию специальных защит и устройств контроля, блокировок безопасности; замена дефектных вентилей, резисторов, конденсаторов; общая проверка системы охлаждения (вентилятора, насоса, смазки двигателей, ветрового реле); проверка низковольтной аппаратуры; у выпрямительно-инверторных секций - проверка осциллографом параметров импульсов управления на тиристорах и проверку формы кривых напряжения на контрольных выводах шкафа управления. |