Типовая технологическая инструкция ремонт электродвигателей

Это интересно

Содержание


Работы по ТО и ремонту электрических машин

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание для всех видов электрических машин, находящихся в эксплуатации, включает в себя операции нерегламентированного и регламентированного обслуживания.

При ТО производятся следующие работы:
мелкий ремонт, не требующий специальной остановки машины и осуществляемый во время перерывов в работе технологических установок с целью своевременного исправления незначительных дефектов, в том числе: подтяжка контактов и креплений;
смена щеток;
регулировка траверс, устройств, обеспечивающих выходные параметры генераторов, умформеров и преобразователей;
регулировка защиты;
протирка и чистка доступных частей машины (наружных поверхностей, колец, коллекторов и т. д.);
повседневный контроль выполнения ПТЭ и инструкций заводов-изготовителей, в частности, контроль нагрузки, температуры подшипников, обмоток и корпуса, а для машин с замкнутой системой вентиляции – температуры входящего и выходящего воздуха;
контроль наличия смазки;
проверка отсутствия ненормальных шумов и гула, а также отсутствия искрения на коллекторах и кольцах;
повседневный контроль исправности заземления;
отключение электромашин в аварийных ситуациях;
участие в приемо-сдаточных испытаниях после монтажа, ремонта и наладки электрических машин и систем их защиты и управления.

Для взрывозащищенных электродвигателей дополнительно производится:
проверка состояния взрывонепроницаемой оболочки;
затяжка креплений болтов, гаек, охранных колец;
проверка исправности вводных устройств, наличия элементов уплотнения и закрепления кабелей.

Для электродвигателей, работающих в подземном варианте, производится:
очистка дренажных отверстий во фланцах для выпуска масла и вывинчивание винтов нижних смазочных отверстий, проверка системы подвода и отвода воды;
проверка наличия уплотнительных резиновых колец, заглушек и изоляторов, токоведущих зажимов вводных устройств и кабелей всех размеров.

Типовая номенклатура ремонтных работ при текущем ремонте

Типовая номенклатура работ при текущем ремонте электрических машин включает в себя все операции ТО и, кроме того:
электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором: частичная разборка электродвигателя;
проверка исправности работы и крепления вентилятора;
проточка шеек вала ротора и ремонт «беличьей клетки» (при необходимости);
проверка зазоров;
смена фланцевых прокладок и закладка смазки в подшипники качения;
замена изношенных подшипников качения, промывка подшипников скольжения и, при необходимости, их перезаливка;
восстановление заточек у щитов электродвигателя;
сборка электродвигателя с испытанием на холостом ходу и в рабочем режиме;
проверка креплений машины и исправности заземлений;
электродвигатели асинхронные с фазным ротором: разборка электродвигателя;
устранение поврежденных мест обмоток статора и ротора без их замены; промывка механических узлов и деталей электродвигателя;
замена неисправных пазовых клиньев и изоляционных втулок;
пропитка и сушка обмоток; покрытие обмотки покрывным лаком;
проверка исправности и крепления вентилятора;
при необходимости – проточка шеек вала ротора, проверка зазоров, смена фланцевых прокладок, промывка и закладка смазки в подшипники качения, замена изношенных подшипников качения, промыва подшипников скольжения и при необходимости их перезаливка, восстановление заточек у щитов электродвигателя, проточка и шлифовка колец, при необходимости – их замена, регулирование и крепление траверсы щеткодержателя, ремонт щеточного механизма, замена щеток, сборка электродвигателя с испытанием на холостом ходу и в рабочем режиме, проверка креплений электродвигателя и исправности заземления;
электродвигатели асинхронные высоковольтные и синхронные:
разборка электродвигателя и осмотр его деталей;
ремонт изоляции обмоток, пропитка и сушка;
замена неисправных клиньев, крепящих обмотку;
замена износившихся бандажей, замена щеток, осмотр и проверка работы пусковых устройств электродвигателя;
замер зазоров между ротором и статором;
сборка электродвигателя и испытание (пробные пуски);
электрические машины постоянного тока:
проверка доступных креплений, состояния коллектора и щеткодержателей;
проверка состояния всего вспомогательного оборудования на машине; разборка электромашины;
проверка состояния подшипников, шеек вала с измерением зазоров, изоляции подшипников, смена смазки;
продороживание коллектора, снятие фасок пластин, шлифовка коллектора, ремонт щеткодержателей, замена изношенных щеток, проверка обмоток и бандажей с замером сопротивления изоляции;
проверка состояния пазовых клиньев, бандажей, распорок уравнителей, нажимных планок, обмоткодержателей;
проверка состояния паек якоря методом падения напряжения;
восстановление лаковых покрытий обмоток и других частей;
измерение зазоров междужелезного пространства и сборка машины;
проверка состояния заземления корпуса машины; испытание в работе.

Для взрывозащищенных электродвигателей дополнительно производится:
проверка взрывозащитных поверхностей фланцев и их уплотнений, проверка качества уплотнения кабеля, соответствия размеров уплотнительного кольца диаметру расточки ввода;
проверка сопротивления изоляции электродвигателя, состояния контактных колец, щеткодержателей и щеток (для электродвигателей с контактными кольцами), контроль ширины взрывонепроницаемых щелей (зазоров) между крышками и корпусом.

Типовая номенклатура ремонтных работ при капитальном ремонте

Типовая номенклатура работ при капитальном ремонте электрических машин включает в себя все операции текущего ремонта и, кроме того:
электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором:
полная разборка электродвигателя с полной или частичной заменой обмоток; проточка шеек вала или замена вала ротора;
балансировка ротора;
замена вентилятора и фланцев;
сборка электродвигателя и испытание его под нагрузкой;
электродвигатели асинхронные с фазным ротором:
полная разборка электродвигателя с полной или частичной заменой обмоток статора и ротора;
замена при необходимости вала ротора;
переборка колец;
балансировка ротора;
ремонт замыкающего и контактного устройств;
замена вентилятора и фланцев;
замена щеточного механизма;
сборка и окраска электродвигателя и испытание его под нагрузкой; электродвигатели асинхронные высоковольтные и синхронные:
полная разборка электродвигателя и устранение обнаруженных дефектов;
выемка ротора, ремонт ротора (железа ротора и обмотки или стержней клетки и контактных колец);
ремонт подшипников;
ремонт статора (железа статора и обмотки);
замена (частичная или полная) обмоток (катушек полюсов) при необходимости;
измерение и испытание электрической прочности изоляции обмоток;
ремонт воздухоохладителя и системы охлаждения;
сборка электродвигателя и испытание в рабочем режиме;
электрические машины постоянного тока:
полная разборка электрической машины;
промывка узлов и деталей;
замена неисправных пазовых клиньев и изоляционных обмоток или их ремонт с последующей не менее чем двухкратной пропиткой;
правка, проточка шеек или замена вала ротора и ремонт «беличьей клетки»;
ремонт или изготовление подшипниковых щитов и фланцев;
переборка контактных колец или коллектора;
ремонт и регулировка щеточных механизмов;
полная пропайка «петушков»;
замена вентилятора и крепежных деталей;
проверка крепления активного железа на валу и в статоре и его ремонт при необходимости;
сборка и окраска электрической машины, испытание в соответствии с ГОСТ для новых машин. Для электромашин мощностью более 200 кВт – разборка машины с выемкой якоря или сдвигом магнитной системы, производство измерений и испытаний в целях выявления дефектов;
чистка и пропитка, сушка и покраска обмоток;
подтяжка и проточка коллектора, перезаклиновка якоря и замена стальных бандажей, перезаливка или замена подшипников;
при необходимости – полная или частичная перемотка обмоток машины, переборка или замена коллектора;
балансировка якоря;
сборка машины;
внешняя окраска, испытание машины на холостом ходу и под нагрузкой.

Для взрывозащищенных электродвигателей дополнительно выполняется полное восстановление элементов взрывозащиты, взрывонепроницаемой оболочки с последующим гидравлическим испытанием деталей и сборочных единиц.

Особенности организации ремонта взрывозащищенных электрических машин

Ремонт электрооборудования, связанный с восстановлением и изготовлением деталей и сборочных единиц, неисправность которых может повлечь за собой нарушение взрывозащищенности электрооборудования, а также ремонт, который в соответствии с ПТЭ электроустановок потребителей и Правилами безопасности в угольных и сланцевых шахтах запрещается производить эксплуатационному персоналу, должен выполняться ремонтными предприятиями (цехами, участками), имеющими специальное разрешение Федерального надзора.

С целью обеспечения надлежащего качества ремонта электрооборудования при проведении подготовительных работ ремонтному предприятию (цеху, участку) необходимо:
иметь в наличии ремонтную документацию, оснастить предприятие (цех, участок) необходимым оборудованием, приспособлениями и инструментом;
провести организационно-технические мероприятия, обеспечивающие квалифицированную проверку элементов взрывозащиты и определение необходимого объема ремонта;
провести обучение кадров.

Ремонтное предприятие (цех, участок) должно быть оснащено: специальными приспособлениями и подъемно-транспортными механизмами, обеспечивающими качественную разборку и исключающими дополнительные повреждения деталей и сборочных единиц;
комплектом измерительного инструмента, позволяющего производить контроль параметров взрывозащиты;
механическим, сварочным и другим оборудованием, позволяющим вести восстановление элементов взрывозащиты на деталях взрывонепроницаемой оболочки методами сварки, наплавки, механической обработки, установки ремонтных деталей и т. д.;
комплектом технологического оборудования и материалов, позволяющих ремонтировать обмотки в соответствии с классом нагревостойкости изоляции ремонтируемого электрооборудования;
стендом для проведения гидравлических испытаний деталей и сборочных единиц взрывонепроницаемой оболочки с комплектом приспособлений;
стендом и приборами для проведения электрических испытаний;
тарой и стеллажами, исключающими возможность повреждения элементов взрывозащиты электрооборудования в процессе транспортировки и хранения.

Ремонтировать и испытывать электрооборудование должен квалифицированный персонал, прошедший специальное обучение, сдавший экзамены и получивший удостоверение на право ремонта.

Текущий ремонт взрывозащищенных электрических машин рекомендуется проводить не реже 1 раза в год для двигателей с частотой вращения 1500 об/мин и не реже 1 раза в 6 месяцев для двигателей с частотой вращения 3000 об/мин.

При аварийном ремонте двигателей (в результате неправильной эксплуатации, перегрузок двигателя и т. д.) отнесение его к определенному виду ремонта производится в зависимости от характера повреждений и объемов ремонта.

Нормативные сроки капитального ремонта могут корректироваться службой главного энергетика предприятия на основе анализа технического состояния оборудования.

При замене обмоток ремонтное предприятие (цех, участок) должно иметь в наличии комплект технологического оборудования и материалов, позволяющих ремонтировать обмотки в соответствии с классом нагревостойкости изоляции ремонтируемых двигателей, но не ниже класса В по ГОСТ 8865–78. При этом необходимо иметь в виду, что в ремонт могут поступать двигатели с изоляцией класса нагревостойкости Н.

Во избежание повреждения изоляции пакета статора и деформации посадочных поверхностей центрирующих заточек станины при демонтаже обмоток с выжиганием изоляционных материалов в специальных печах необходимо иметь автоматические или следящие устройства контроля температуры, которая не должна превышать 400°С.

При демонтаже обмоток необходимо предусмотреть защиту посадочных поверхностей и торцов центрирующих заточек станины от повреждений.
Во избежание повреждения посадочных поверхностей деталей и сборочных единиц не допускается разборка двигателей ударами по выступающему концу вала.

При разборке двигателей необходимо принять меры, исключающие перекос ротора.

Обмотки и токоведущие части должны быть надежно закреплены, пазовые клинья плотно забиты в пазы без слабины.

Сопротивление изоляции и электрическая прочность изоляции обмоток должны соответствовать требованиям ремонтной документации. Витки проволочных бандажей должны быть наложены плотно, без пропусков и перекрещиваний. Каждый слой проволочного бандажа должен быть тщательно пропаян. Замки бандажа должны быть плотно подбиты и пропаяны. Весь бандаж должен иметь блестящую поверхность, без черновин и пятен. При простукивании легким молотком бандаж не должен издавать дребезжащего или глухого звука.

Щетки должны быть притерты к поверхности контактных колец. Установка на двигатель щеток различных марок не допускается.

Двигатели на два напряжения должны соединяться на напряжение сети, указанное в заказе.

При замене подшипников должны быть применены подшипники классов точности не ниже применяемых предприятиями-изготовителями.

При сборке двигателей свободное пространство камер подшипниковых узлов должно быть на 0,65 объема заполнено смазкой, указанной в ремонтной документации, а для двигателей с частотой вращения 3000 об/мин – на 0,5 объема.

Испытания двигателей должны проводиться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

Для синхронных и асинхронных двигателей, наиболее массовых в ремонте, устанавливается перечень электрических испытаний, которым должен подвергаться каждый отремонтированный двигатель в зависимости от вида ремонта.

Программа приемо-сдаточных испытаний для двигателей повышенной надежности против взрыва принимается в соответствии с ТУ предприятия-изготовителя.

Каждый отремонтированный двигатель должен пройти обкатку без нагрузки при номинальной частоте вращения в течение времени, указанного ниже:
Продолжительность вращения, не менее: 5 мин (до 1 кВт), 15 мин (более 1 кВт), 30 мин (более 10 кВт), 60 мин (более 100 кВт), 120 мин (более 1000 кВт).

При ремонте рудничных двигателей с заменой обмоток по технологическому процессу, отличающемуся от технологии предприятия-изготовителя, необходимо проводить испытания двигателя на влагоустойчивость.

При последующих ремонтах однотипных рудничных двигателей проведение испытаний на влагоустойчивость необязательно.

Каждый отремонтированный двигатель должен иметь знак исполнения по взрывозащите.

В случае неудовлетворительного состояния таблички предприятия-изготовителя либо ее отсутствия должна быть прикреплена новая табличка, на которой указываются: наименование или товарный знак ремонтного предприятия;
тип двигателя;
мощность, кВт;
соединение фаз;
напряжение, В;
номинальная частота вращения, об/мин;
номинальный ток, А;
напряжение на кольцах ротора, В (для двигателей с фазным ротором), ток ротора, А (для двигателей с фазным ротором);
ремонтный номер или номер заказа;
дата выпуска из ремонта (год, месяц).

Ремонтное предприятие (цех) должно гарантировать соответствие отремонтированных двигателей требованиям заводских инструкций и обязано в течение 12 месяцев со дня начала эксплуатации, но не более двух лет со дня отгрузки двигателя с ремонтного предприятия безвозмездно ремонтировать двигатели, если в течение указанного времени будет обнаружено их несоответствие требованиям завода-изготовителя.

Каждое отремонтированное изделие должно быть испытано по программе приемо-сдаточных испытаний. Программа приемо-сдаточных испытаний зависит от вида ремонта.

В программу приемо-сдаточных испытаний входят электрические испытания, а также проверка:
комплектности отремонтированного электрооборудования;
соответствия электрооборудования в процессе ремонта и сборки требованиям ремонтной документации с контролем всех параметров, обеспечивающих взрывозащиту;
наличия необходимой сопроводительной документации.

Программа приемо-сдаточных испытаний, нормы испытаний, допускаемые отклонения показателей от номинальных значений устанавливаются ремонтной документацией на конкретное изделие.

Испытания электрооборудования в процессе ремонта могут производиться в несколько этапов, например: гидравлические испытания деталей взрывонепроницаемой оболочки, испытания обмоток в процессе их изготовления, стендовые испытания и т. д.

Результаты приемо-сдаточных испытаний записываются в журнале испытаний.

Навигация по записям

Вводится в действие
с 01.09.2005

Настоящая Типовая инструкция предназначена для руководства при эксплуатации электродвигателей в установках собственных нужд электрических станций и содержит основные требования, обеспечивающие надежную и безопасную работу электродвигателей.

Типовая инструкция распространяется на асинхронные и синхронные электродвигатели мощностью свыше 1кВт, используемые для привода механизмов собственных нужд электростанций на напряжение 0,4кВ; 3,15кВ; 6,0кВ и 10кВ, а также на электродвигатели постоянного тока, применяемые для привода питателей топлива, аварийных масляных насосов турбин и уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением.

Настоящая Типовая инструкция является основанием для составления местных инструкций на каждой электростанции, в которых должны быть учтены конкретные условия эксплуатируемых электродвигателей, требования и рекомендации заводов-изготовителей.

С выходом настоящей Типовой инструкции утрачивают силу:

«Типовая инструкция по эксплуатации электродвигателей в установках собственных нужд электростанций: РД 34.45.509-91 » (М. СПО ОРГРЭС, 1991);

«Типовая инструкция по эксплуатации крупных электродвигателей с водяным охлаждением ротора для привода питательных насосов: РД 34.45.507 » (М. СПО Союзтехэнерго, 1989);

«Типовая инструкция по эксплуатации синхронных электродвигателей шаровых мельниц Ш-50: ТИ 34-70-023-86» (М. СПО Союзтехэнерго, 1986).

1.1. Все электродвигатели, установленные в технологических цехах электростанции, должны иметь на корпусе сокращенную маркировку, общую с механизмом и соответствующую исполнительной рабочей технологической схеме, и указатель направления вращения. У кнопок или ключей управления выключателями (автоматическими выключателями или магнитными пускателями) электродвигателей, должны быть четкие надписи, указывающие, к какому электродвигателю они относятся, а также какая кнопка или какое направление поворота ключа относится к пуску и какое к останову электродвигателя. Маркировка коммутационных аппаратов, кнопок и ключей управления должна выполняться персоналом электроцеха.

Ключи АВР и технологических блокировок должны иметь надписи, указывающие их рабочее положение (работа, автоматика, резерв, сблокировано и пр.). На корпусе каждого электродвигателя должны быть заводская табличка по ГОСТ 12969 [16 ] и ГОСТ 12971 [17 ] с указанием типа, заводского номера машины, товарного знака, номинальных и других технических данных.

1.2. Вблизи места установки электродвигателей, имеющих дистанционное или автоматическое управление, должна располагаться кнопка аварийного отключения. Аварийной кнопкой разрешается пользоваться только для экстренной остановки электродвигателя. Кнопки аварийного отключения должны быть защищены от случайных или ошибочных действий и опломбированы. Контроль за сохранностью пломб должен осуществлять дежурный персонал электрического цеха.

1.3. Электродвигатели, имеющие двойное управление (местное и дистанционное с операторской станции АСУ ТП), должны быть оснащены переключателем выбора рода управления, располагаемым на местном кнопочном посту управления, и сигнализацией положения переключателя.

1.4. Степень защиты электродвигателей защищенного исполнения, предназначенных для работы в закрытых помещениях без искусственного регулирования климатических условий при запыленности окружающего воздуха до 2 мг/м 3. должна быть не ниже I Р23 по ГОСТ 17494 [15 ].

Степень защиты электродвигателей закрытого обдуваемого исполнения, предназначенных для работы на открытом воздухе и в помещениях с повышенной влажностью и запыленностью окружающего воздуха не более 10м U /м 3. должна быть не ниже I Р44 по ГОСТ 17494 [15 ].

Степень защиты выводного устройства для обоих исполнений электродвигателей должна быть не ниже I Р54.

Двигатели и их выводные устройства, предназначенные для установки в помещениях с повышенной запыленностью окружающей среды, требующих периодической гидроуборки, должны иметь степень защиты не ниже IP 55.

1.5. Открытые вращающиеся части (соединительные муфты, шкивы, концы вала, ременные и зубчатые передачи) должны быть ограждены.

1.6. Корпус электродвигателя и металлическая оболочка питающего кабеля должны быть надежно заземлены с обеспечением видимой связи соединения между корпусом электродвигателя и контуром заземления. Заземляющий проводник должен быть соединен сваркой с металлическим основанием или с помощью болтового соединения со станиной электродвигателя.

1.7. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100кВт в случае необходимости контроля технологического процесса, а также электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть обеспечен контроль тока статора. Шкала прибора градуируется в амперах при индивидуальном контроле и в процентах при избирательной системе контроля. На шкале амперметра должна быть нанесена черта, соответствующая номинальному току статора.

На электродвигателях постоянного тока для привода питателей топлива, аварийных масляных насосов турбин и уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением независимо от их мощности должен контролироваться ток якоря. В случаях отображения информации по агрегату СН на видеомониторе операторской станции АСУ ТП индикация текущих значений токов, превысивших номинальное значение, должна отличаться от индикации токов нормального режима электродвигателя.

1.8. Отключенные электродвигатели, находящиеся в резерве, должны быть постоянно готовы к немедленному пуску. После пуска резервного электродвигателя необходимо осмотреть электродвигатель и убедиться в его нормальной работе.

1.9. Электродвигатели, находящиеся в резерве, должны пускаться в работу, а работающие — переводиться в резерв не реже 1 раза в месяц по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

Автоматические устройства включения резерва (АВР) должны проверяться не реже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим руководителем электростанции.

1.10. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях с повышенной влажностью и температурой воздуха, должны быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха.

Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель, а также его параметры (температура, содержание примесей и т.п.) должны соответствовать указаниям заводских технических описаний и инструкций по эксплуатации.

1.11. Воздуховоды для подвода и отвода охлаждающего воздуха должны выполняться из несгораемых материалов и иметь механически прочную и газоплотную конструкцию. Устройства для регулирования расхода воздуха и избыточного давления воздуха после окончательной регулировки должны быть надежно закреплены и опломбированы. Плотность тракта охлаждения (воз духоводов, узлов присоединения кожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, заслонок) должна проверяться не реже 1 раза в год.

1.12. Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматически включаться и отключаться при включении и отключении основных электродвигателей.

1.13. Верхние точки водяных камер воздухоохладителей электродвигателей должны быть оборудованы краниками для контроля полного заполнения воздухоохладителей водой.

1.14. На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, должна быть установлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры вкладышей подшипников сверх допустимой или прекращении поступления смазки.

1.15. На электродвигателях, имеющих принудительную вентиляцию с отдельно установленными вентиляторами, должна быть установлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры двигателя сверх допустимой в контро лируемых точках или при прекращении действия вентиляции.

1.16. Электродвигатели АВ (2АВ)-8000/6000, которые ранее применялись для привода электропитательных насосов с системами водяного охлаждения обмотки ротора и активной стали статора, а также электродвигатели со встроенными водо-воздушными охладителями должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Кроме того, электродвигатели первой группы должны быть оснащены защитой, действующей на сигнал при снижении расхода конденсата через активные части и на отключение с выдержкой времени не более 3 мин при прекращении циркуляции охлаждающей среды.

Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата в этих системах и охлаждающей воды воздухоохладителей должны соответствовать указаниям заводских инструкций.

1.17. Для продувки электродвигателей сжатым воздухом при ремонтах следует применять воздух давлением не более 0,2МПа (2кгс/см 2 ). Воздух должен быть чистым, без влаги и масла. Продувку следует производить по возможности вне помещения или в специальной продувочной камере, либо пыль удалять пылесосом.

1.18. Для монтажа, разборки и сборки электродвигателей должны быть предусмотрены стационарные, передвижные или инвентарные подъемно-транспортные приспособления.

1.19. Запасные части электродвигателей должны храниться на складе электростанции или ремонтного предприятия и по мере использования пополняться.

1.20. Для каждого электродвигателя мощностью 1кВт и выше, независимо от рабочего напряжения, должна быть следующая техническая документация:

— протокол приемо-сдаточных испытаний;

— схемы соединения обмоток (если они не типовые);

— принципиальные и монтажные (исполнительные) схемы управления, сигнализации и релейной защиты. В случае однотипности электродвигателей допускается иметь указанные схемы в документации одного из электродвигателей;

— технические акты о повреждениях электродвигателей;

1.21. Эксплуатационные сведения по электродвигателю заносятся в журнал (формуляр) старшим мастером или мастером.

2.1. Для обеспечения нормальной работы электродвигателей напряжение на шинах собственных нужд должно поддерживаться 100-105% номинального. При необходимости допускается работа электродвигателей с сохранением номинальной мощности при отклонениях напряжения в сети до величины ±10% номинального значения. Контроль уровня напряжения на шинах собственных нужд должен осуществляться по измерительным приборам (по индикации на мониторах АСУ ТП), установленным на щитах управления (ЩЩУ, БЩУ), а также приборам, подключенным к трансформаторам напряжения или непосредственно к шинам секций и силовых сборок в помещениях КРУ, РУСН и пр.

2.2. При изменении частоты питающей сети в пределах ±2,5% (1,25Гц) от номинальной, допускается работа электродвигателя с номинальной нагрузкой.

2.3. Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при одновременном отклонении напряжения до ±10% и частоты до ±2,5% (±1,25Гц) номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением и повышенной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 10%.

2.4. Напряжение на шинах постоянного тока, питающих силовые шкафы электродвигателей, цепи управления, устройства релейной защиты, сигнализации и автоматики в нормальных эксплуатационных условиях, допускается поддерживать на 5% выше номинального напряжения электроприемников,

2.5. Электродвигатели должны допускать прямой пуск от полного напряжения сети и обеспечивать пуск механизма как при полном напряжении сети, так и при напряжении не менее 80% номинального в процессе пуска. Значения моментов сопротивления на валу двигателей при пусках, а также допустимых моментов инерции приводимых механизмов должны быть установлены в технических условиях на двигатели конкретных типов.

2.6. Двухскоростные электродвигатели, как правило, допускают прямой пуск только от обмотки меньшей частоты вращения с последующим переключением (при необходимости) на обмотку большей частоты вращения.

Допустимость прямого пуска от обмотки большей частоты вращения и число таких пусков определяются техническими условиями на конкретный тип электродвигателя.

Коммутация таких двигателей должна производиться не более чем двумя выключателями.

Не допускается одновременное включение обеих обмоток.

2.7. Согласно ГОСТ Р 51757 [14 ] двухскоростные электродвигатели напряжением свыше 1000В должны допускать шесть переключений схемы обмотки статора (изменений частоты вращения) в сутки.

2.8. По условиям крепления обмотки статора асинхронные электродвигатели, изготовленные в соответствии с ГОСТ Р 51757 [14 ], должны допускать повторную подачу питания при векторной сумме остаточного напряжения на шинах собственных нужд, к которым подключен двигатель, и вновь подводимого напряжения питания, не превышающего 180% номинального.

Двухскоростные двигатели, работающие на большей частоте вращения, при повторной подаче напряжения должны обеспечивать самозапуск на той же частоте вращения. Количество режимов с повторной подачей питания за срок службы двигателя — не более 500.

2.9. Не допускается работа электродвигателя при исчезновении напряжения на одной из фаз.

2.10. Вертикальная и поперечная составляющие виб рации (среднее квадратическое значение виброскорости пли удвоенная амплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны бить выше значений, указанных в заводских инструкциях. При отсутствии таких указаний и технической документации, вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше значений, приведенных в таблице 1.

Синхронная частота вращения, об/мин

Д ля электродвигателей, сочлененных с углеразмольными механизмами, дымососами и другими механизмами, вращающиеся части которых подвержены быстрому износу, а также электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, допускается работа агрегатов с повышенной вибрацией подшипников электродвигателей в течение времени, необходимого для устранения причины повышенной вибрации. Нормы вибрации дли этих условий, не должны быть выше значений, приведенных в таблице 2.

Синхронная частота вращения, об/мин

Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм

Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов должна быть установлена техническим руководителем электростанции.

2.11. В соответствии с ГОСТ 183 [11 ] электродвигатели должны без повреждений и остаточных деформаций выдерживать перегрузки по току статора, приведенные в таблице 3.

Мощность электродвигателя, тип

Длительность перегрузки, мин

Электродвигатели переменного тока мощностью 0,55кВт и выше, кроме двигателей с непосредственным охлаждением обмоток

Электродвигатели постоянного тока, а также двигатели переменного тока с непосредственным охлаждением обмоток

2.12. В электродвигателях СН электростанций находили применение изоляционные материалы, относящиеся к классам нагревостойкости А, Е, В, F и Н (по ГОСТ 8865 [12 ]), которые соответственно характеризуются следующими максимальными температурами изоляции: 105, 120, 130, 155 и 180°С. В последнее время для изготовления обмоток электродвигателей для привода механизмов СН используются изоляционные материалы класса нагревостойкости не ниже В.

Согласно требованиям ГОСТ 183 [11 ] предельные допускаемые превышения температуры частей электрических машин при температуре газообразной охлаждающей среды 40°С и высоте над уровнем моря не более 1000 м, если они не указаны в стандартах, технических условиях и заводских инструкциях по эксплуатации на конкретные виды машин, должны соответствовать значениям, указанным в таблице 4.

Активные части электродвигателя

Предельные допускаемые превышения температуры, °С при изоляционных материалах классов нагревостойкости

Если температура охлаждающего воздуха выше 40°С (но не более 50°С), предельные допускаемые превышения температуры, указанные в таблице 4, уменьшаются для всех классов изоляционных материалов на разность между температурой охлаждающей среды и температурой 40°С. П ри температуре охлаждающей среды выше 50°С допус каемые превышения устанавливаются по согласованию с зав одом-изготовителем.

Если температура охлаждающей среды ниже 40°С, предельные допускаемые температуры, указанные в таблице 4, для всех классов изоляционных материалов могут быть увеличены на разность между температурой охлаждающей среды и температурой 40°С, но не более чем на 10°С.

2.13. Температура подшипников при длительной работе электродвигателей не должна превышать следующие предельно допустимые значения:

80°С — для подшипников скольжения (температура масла на сливе при этом не должна превышать 65°С);

100°С — для подшипников качения.

При применении специальных подшипников качения или специальных масел и вкладышей для подшипников скольжения допускаются более высокие температуры, что должно быть отмечено в эксплуатационной документации завода-изготовителя и отражено в местной инструкции.

2.14. Смазка подшипников качения — консистентная, подшипников скольжения — жидкостная кольцевая, принудительная под давлением или комбинированная. Марки рекомендуемых смазок и масел должны быть оговорены в инструкциях заводов-изготовителей.

Конструкцией подшипникового узла асинхронных электродвигателей напряжением свыше 1000В с подшипниками качения должна быть предусмотрена возможность пополнения и замены смазки на ходу без остановки электродвигателя.

2.15. На электродвигателях с принудительной смазкой подшипников расход масла через каждый подшипник должен быть отрегулирован так, чтобы перегрев масла относительно температуры входящего масла не превышал 15-20°С. Температура масла, подводимого к подшипникам скольжения с принудительной смазкой, должна быть от 30 до 45°С в зависимости от типа электродвигателя. Согласно ГОСТ Р 51757 [14 ] при прекращении подачи смазки подшипники должны допускать работу не менее 2 мин с номинальной частотой вращения и в дальнейшем на выбеге при согласованных режимах.

2.16. Электродвигатели с замкнутой системой вентиляции, оснащенные водяными охладителями, должны обеспечивать номинальную нагрузку при температуре охлаждающей воды от 1 до 33°С.

2.17. Водяные охладители электродвигателя должны обеспечивать разность между температурой охлаждающего воздуха, выходящего из воздухоохладителя, и температурой охлаждающей воды, поступающей в охладитель, не более 7-10°С. Температура охлаждающей воды при этом не должна превышать соответственно 33 и 30°С.

В технически обоснованных случаях допускается увеличивать вышеуказанную разность.

2.18. Во избежание отпотевания охлаждающих трубок в оздухоохладителей в электродвигателях с замкнутым циклом вентиляции и увлажнения обмотки температура охлаждающей воды должна быть не ниже 10-15°С. Для электродвигателей с термореактивной изоляцией обмотки статора температура охлаждающей воды должна быть не ниже + 1 °С.

2.19. В маслосисте мах электродвигателей должны применяться маслостойкие температуростойкие (до 100°С) материалы уплотнений (прокладки) фланцевых соединений маслопроводов. Прокладки рекомендуется изготовлять из электротехнического картона (прессшпана) или из других материалов по согласованию с заводом-изготовителем агрегата.

Толщина прокладок должна быть не более:

0,7 мм для напорных маслопроводов смазки;

1-1,5мм для сливных маслопроводов.

Уплотняющие поверхности должны быть параллельными. Запрещается выравнивание параллельности уплотняющих поверхностей путем стягивания их болтами.

2.20. Для электродвигателей насосов высокого давления следует учесть особые условия эксплуатации:

— не допускать вращения электродвигателя в обратную сторону, т.е. постоянно контролировать исправность обратного клапана насоса;

— отключать электродвигатель только после закрытия задвижки на напорной линии насоса, а при автоматическом отключении электродвигателя напорная задвижка должна автоматически закрываться;

— вентиль рециркуляции на остановленном насосе должен быть открыт, а на работающем — закрыт;

— пуск насоса должен производиться с опорожненной гидромуфтой, заполнение которой маслом производится после набора электродвигателем номинальной частоты вращения.

2.21 Дополнительные указания по условиям эксплуатации и режимам работы отдельных групп электродвигателей СН электростанций, не оговоренные в настоящем разделе, регламентируются требованиями заводских технических описаний и инструкций по эксплуатации.

3.1. Распределение обязанностей по оперативному и техническому обслуживанию электродвигателей возлагается на персонал следующих структурных подразделений электростанции: технологического цеха (цеха, обслуживающего механизм), электрического цеха, цеха тепловой автоматики и измерений и химического цеха.

3.2. Персонал технологического цеха осуществляет:

— оперативное обслуживание электродвигателей и приводимых механизма в объеме, оговоренном разделами 4-10 настоящей Типовой инструкции;

— центровку и балансировку агрегата;

— снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносных подшипников скольжения, включая подшипники установленные на наружной части торцевых щитов (электродвигатели 4АЗМ, 2АДОС и др.), а также в грузонесущих крестовинах электродвигателей вертикального исполнения;

— ремонт фундамента и рамы;

— обслуживание и ремонт оборудования масляной системы (при принудительной смазке подшипников);

— доливку и смену масла;

— ремонт вкладышей выносных подшипников скольжения электродвигателей;

— ремонт охладителей, не встроенных в статор электродвигателей;

— обслуживание и ремонт устройств подвода воздуха, а также оборудования (насосов, фильтров и пр.), трубопроводов и арматуры распределительной сети охлаждающей воды до фланцевых соединений воздухоохладителей, а также до фланцев на водоподводе к ротору и сердечнику статора электродвигателей АВ (2АВ)-8000/6000

покраску механизмов и электродвигателей, нанесение на них диспетчерских наименований и стрелок, указывающих направление вращения механизма и электродвигателя.

3.3 Персонал электрического цеха осуществляет:

— оперативное обслуживание электродвигателей в объеме, оговоренном разделами 4-10) настоящей Типовой инструкции,

— профилактические испытания, ремонт и сушку изоляции электродвигателей;

— съем и установку электродвигателей при ремонте;

— ремонт воздухоохладителей, встроенных в статор;

— съем и установку встроенных подшипников качении, исключая подшипники качения, устанавливаемые на н аружной части торцевых щитов (электродвигатели 2АДО и др.);

— замену и пополнение смазки в подшипниках качения;

— ремонт элементов системы непосредственного водяного охлаждения обмотки ротора и сердечника статора, размещенных внутри ротора (начиная от входного фланца на водоподводе) и корпуса статора двигателей АВ (2АВ) -8000/6000;

— контроль за заполнением конденсатом обмотки ротора и сердечника статора;

— обслуживание щеточно-контактных аппаратов;

— обслуживание электрических пускорегулирующих устройств, а также систем возбуждения синхронных электродвигателей;

— контроль за состоянием изоляции электродвигателя и подводящего кабеля;

— контроль за соответствием используемого типа электродвигателя условиям его работы (частоте пусков, режиму работы и т.п.);

— установка термопреобразователей сопротивления в корпус статора после их ремонта;

— обслуживание электроизмерительных приборов, вторичных цепей управления и электрических защит электродвигателя;

— обслуживание и ремонт электрооборудования систем непосредственного водяного охлаждения активных частей электродвигателей АВ (2АВ)-8000/6000 и маслостанций двигателей с принудительной смазкой подшипников

3.4. Персонал цеха тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ) осуществляет:

— обслуживание и ремонт термопреобразователей сопротивления и систем теплоконтроля, в том числе реализуемых средствами АСУ ТП;

— обслуживание реле или датчиков уровня, сигнализирующих о появлении воды в корпусе электродвигателя;

— обслуживание манометров, измерительных диафрагм, дифманометров и вторичных приборов расхода, преобразователей давления и расхода, установленных в системах маслоснабжения подшипников и водоснабжения воздухоохладителей и активных частей электродвигателей;

— обслуживание устройств технологических сигнализаций, блокировок и защит электродвигателей.

3.5. Персонал химического цеха осуществляет контроль качества охлаждающей воды, поступающей в воздухоохладители и теплообменники, конденсата, циркулирующего в системах непосредственного охлаждения обмотки ротора и сердечника статора, а также смазочного масла, применяемого в подшипниках скольжения.

3.6 Возможное отступление от указанного выше распределения обязанностей по обслуживанию и ремонту отдельных узлов и систем электродвигателей (включая выполнение ряда ремонтных работ специализированными цехами и ремонтными предприятиями) с учетом местных условий должно быть закреплено распоряжением технического руководителя электростанции.

4.1. Электрическая часть вновь смонтированных электродвигателей СН должна быть выполнена по проекту с учетом требований заводов-изготовителей и соответствовать т ребованиям ПУЭ. а по окончании монтажа подве ргнута наладке и профилактическим испытаниям со гласно действующим «Объему и нормам испытаний электрооборудования » [6 ].

Окончание монтажа и наладочных работ должно быть зафиксировано записью ответственных лиц монтажной и наладочной организаций в «Журнале ввода оборудования из монтажа», хранящемся на центральном щите управления.

4.2. Во время монтажа и наладки, а также по их окончании электрическая часть смонтированного электродвигателя должна пройти поузловое опробование и приемку мастером соответствующего ремонтного участка или группы ЭТЛ. Окончание поузловой приемки фиксируется в «Журнале ввода оборудования из монтажа», после чего разрешается произвести пробный пуск.

4.3. Готовность к пробному пуску определяет руководство электроцеха, исходя из состояния электродвигателя и результатов поузловой приемки. По его заявке начальник смены электроцеха дает указание подчиненному персоналу на сборку электрической схемы опробуемого электродвигателя. Перед этим дежурный персонал электрического и технологического цехов должны произвести осмотр электродвигателя в объеме, указанном в пунктах 4.8 и 4.9 настоящей Инструкции.

4.4. Пробный пуск электродвигателя должен производиться в присутствии мастера (инженера) электрического цеха, представителя монтажной организации, мастера и представителя технологического цеха. Пробный пуск осуществляется для определения направления вращения (у двухскоростных электродвигателей направление вращения проверяется на обеих скоростях), механической исправности, правильности его сборки и установки. Пробный пуск, как правило, производится при отсоединенном приводном механизме и не до полного разворота. После пробных кратковременных пусков и устранения замеченных дефектов производится пуск электродвигателя вхолостую на время, необходимое для достижения подшипниками установившейся температуры. При этом должны быть проверены вибрационное состояние, ток холостого хода, работа подшипников, и отсутствие посторонних звуков.

4.5. Проведение и результаты пробного пуска должны быть отмечены руководителем пуска в «Журнале ввода оборудования из монтажа» и дежурным персоналом — в оперативных журналах. Последующие пуски и сборки электрической схемы могут производиться по заявкам монтажного, наладочного и эксплуатационного персонала через начальника смены технологического цеха.

4.6. Приемка электродвигателя в эксплуатацию производится при удовлетворительных результатах комплексного опробования, после чего электродвигатель передается в обслуживание эксплуатационному персоналу с записью в «Журнале ввода оборудования из монтажа».

4.7. Опробование и обкатка электродвигателей после капитального и текущего ремонтов осуществляется ре монтным персоналом после выполнения записей об окончании ремонтных работ в «Журнале ввода-вывода оборудования в ремонт».

4.8. При подготовке электродвигателя к пуску (вперв ые или после ремонта) дежурный персонал технологического цеха обязан проверить следующее:

4.8.1. Окончание всех работ на механизме, закрытие нарядов, отсутствие на агрегате и внутри ограждений людей и посторонних предметов.

4.8.2. Наличие масла в маслованнах и уровень его по маслоуказателю в электродвигателях с подшипниками скольжения и кольцевой смазкой. В электродвигателях с принудительной смазкой готовность к. работе маслосистемы.

4.8.3. Наличие давления и протока воды через воздух оохладители (и маслоохладители при их наличии).

4.8.4. Положение запорной и регулирующей арматуры механизмов с учетом указаний пункта 2.20.

4.8.5. Исправность датчиков устройств сигнализации и технологических защит, приборов теплового контроля и технологического контроля (при их наличии).

4.8.6. Надежность креплении электродвигателя и ме ханизмов, наличие защитных ограждений вращающихся частей и механических передач, отсутствие захламлении площадок обслуживания, наличие маркировки на эле ктро дви гателе.

4.8.7. На электродвигателях АВ (2АВ)-8000/6000, осна щенных системами непосредственного водяного охлаждении сердечника статора и обмотки ротора, а также агрегатах с принудительной системой смазки подшипников двигателя и механизма произвести подготовку к пуску и ввод в работу указанных систем, обеспечив по окончании ремонта (монтажа):

— промывку трубопроводов и элементов схемы конденсатом (маслом) помимо активных частей электродвигателя (подшипников);

— заполнение систем чистым конденсатом (маслом) с проверкой отсутствия завоздушивания элементов гидравлических схем;

— поочередное кратковременное опробование насосов при работе на холостом ходу с проверкой их работоспособности;

— включение циркуляции конденсата (масла) через активные части электродвигателя (подшипники агрегата) с проверкой плотности обратных клапанов насосов и регулировкой в необходимых пределах расхода, давления и температуры рабочей среды;

— опробование (с привлечением дежурного персонала электроцеха и ЦТАИ) АВР насосов, устройств технологической сигнализации, блокировок и защит, ввод их в работу;

— осмотр включенных в работу систем на предмет отсутствия течей.

4.8.8. Готовность механизма к пуску.

4.9. При отсутствии замечаний по состоянию агрегата начальник смены электростанции должен дать команду начальнику смены электроцеха на сборку электрической схемы электродвигателя. При получении такого распоряжения дежурный персонал электрического цеха должен:

4.9.1. Проверить окончание работ и закрытие всех выданных нарядов на работы на электродвигателе и его электрооборудовании. Убедиться, имеется ли выписка в «Журнале ввода-вывода оборудования в ремонт».

4.9.2. Осмотреть электродвигатель, его электрооборудование; проверить подключение питающих кабелей к выводам электродвигателя, отсутствие голых токоведущих частей, плотность выводного устройства или закрытие камеры выводов, исправность пусковой и коммутационной аппаратуры, состояние щеточного аппарата, наличие и исправность защитного заземления электродвигателя.

4.9.3. Убедиться, что площадка вокруг электродвигателя и сам электродвигатель очищены от грязи и посторонних п редметов.

4.9.4. Снять переносные заземления или отключить заземляющие ножи.

4.9.5. Проверить мегаомметром целостность фаз обмотки статора и питающего кабеля и состояние изоляции обмоток, которое должно соответствовать нижеследующему.

Для вводимых впервые в эксплуатацию новых элект родвигателей и электродвигателей, прошедших восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии, допустимые значения сопротивления изоляции обмотки ст атора, коэффициента абсорбции и коэффициента нелинейности, являющийся условиями их включения в работу без сушки, приведены в таблицах 5 и 6.

Сопротивление изоляций обмоток роторов синхронных электродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1МВт, впервые включаемых в работу, должно быть не менее 0,2МОм, а по окончании плановых ремонтов не нормируется.

Для электродвигателей напряжением выше 1кВ, находящихся в эксплуатации, допустимое значение сопротивления изоляции обмотки статора R 60 и коэффициент абсорбции по окончании капитального или текущего ремонтов не нормируются, но должны учитываться при решении вопроса о необходимости их сушки. В эксплуатации определение коэффициента абсорбции обязательно для электродвигателей напряжением выше 3кВ или мощностью более 1МВт. Следует учитывать, что при длительном нахождении двигателя в ремонте возможно увлажнение его обмотки статора, что может потребовать сушки и по этой причине затянуть ввод его в работу. Поэтому при пуске блока из планового ремонта измерение изоляции обмотки статора электродвигателей ответственных механизмов собственных нужд следует проводить не позднее 2сут. до намеченного срока окончания ремонта. Сопротивление изоляции обмоток статоров электродвигателей напряжением выше 1кВ вместе с питающим кабелем, пускаемых после длительного простоя или нахождения в резерве, также не нормируется. Считается достаточным, если указанное сопротивление составляет не менее 1МОм на 1кВ номинального линейного напряжения. Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5кВ включительно мега омметром на напряжение 500В, при номинальном напряжении обмотки свыше 0,5кВ до 1кВ — мегаомметром на напряжение 1000В, а при напряжении обмотки выше 1кВ — мегаомметром на напряжение 2500В.

Таблица5

Допустимые значения сопротивления изоляции, коэффициентов абсорбции и нелинейности для обмоток статора, впервые вводимых в эксплуатацию новых электродвигателей и электродвигателей, прошедших восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии

Мощность, номинальное напряжение электродвигателя, вид изоляции обмоток

* При температуре выше 30°С допустимое значение сопротивления изоляции снижается

в 2 раза на каждые 20°С разности между температурой, пари которой выполняется измерение и 30°С,

** U нб — наибольшее, т.е, полное испытательное выпрямленное напряжение (напряжение последней ступени); U нм — наименьшее испытательное в ыпрямленное (напряжение первой ступени); I нб и I нм — токи утечки ( I 60 ) при напряжениях U нб и U нм.

Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных ниже:

— кратность испытательного напряжения по отношению к U ном

В случае недопустимого снижения сопротивления изоляции и неудовлетворительных значений коэффициента абсорбции и нелинейности электродвигатель необходимо подвергнуть сушке.

4.9.6. Снять знаки безопасности и запрещающие предупредительные плакаты с электродвигателя и коммутационной аппаратуры, которой была выполнена разборка электрической схемы электродвигателя.

4.9.7. Собрать электрическую схему электродвигателя и маслонасосов смазки (при их наличии), подать опе ративный ток на цепи управления, защиты, сигнализации, на цепи автоматики и блокировки. При подготовке к работе электродвигателей шаровых мельниц помимо сборки электрической схемы синхронных двигателей и их маслостанции необходимо собрать электрические схемы их возбудителей (систем возбуждения) и вентиляторов принудительной системы охлаждения (при наличии последних).

4.9.8. Проверить наличие и работу сигнальных ламп на пульте управления, отсутствие выпавших указательных реле и сигналов о неисправности схемы и электро двигателя, включая информацию о неготовности, выведенную на монитор АСУ ТП (при ее наличии).

4.9.9. Доложить лицу, отдавшему распоряжение о подготовке электродвигателя к пуску, о сборке электрической схемы и готовности электродвигателя к включению в сеть. Сделать запись в оперативном журнале.

5.1. Включение электродвигателя в работу производится дежурным персоналом технологического цеха, обслуживающим данный механизм. О предстоящем пуске мощного или ответственного электродвигателя, находящегося в длительном резерве (более 1 мес) или после ремонта, персонал цеха, обслуживающий пускаемый механизм д олжен поставить в известность персонал элект рического цеха, который обязан выполнить предпусковые операции по пункту 4.9. Исключение составляют пуски, связанные с ликвидацией аварийного положения, и пуски электродвигателей, включающихся по АВР.

5.2. При местном включении электродвигателя его ключ управления (кнопку) следует держать в положении «Включить» до момента разворота электродвигателя.

При дистанционном включении электродвигателя его ключ управления (виртуальный ключ на видео кадре технологической схемы пускаемого агрегата) следует держать в положении «Включить» до момента, когда сработает сигнализация, указывающая на окончание выполняемой операции (загорание сигнальной лампы, светового табло и пр.).

5.3. По месту установки электродвигателя необходимо вести наблюдение за режимом пуска. Наблюдающее лицо технологического цеха должно проконтролировать правильность вращения, легкость хода, отсутствие посторонних шумов. В случае появления искр, дыма из обмотки или подшипников, возникновения постороннего звука, стука и задеваний, следует немедленно отключить электродвигатель аварийной кнопкой.

При нормальном протекании пуска наблюдающее лицо должно осмотреть электродвигатель, убедиться в нормальной работе подшипников, отсутствии их недопустимого нагрева и вибрации.

5.4. Лицо, производящее пуск, должно наблюдать за пуском по амперметру или индикации тока статора на экране операторской станции АСУ ТП (при их наличии).

При пуске асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором ток статора превышает номинальное значение в 5-7 раз и остается практически неизменным в течение всего пуска. Как только частота вращения ротора достигнет 90% номинального значения, ток статора резко снижается до величины близкой к номинальному значению или ниже. Время пуска в зависимости от маховых масс агрегата колеблется от нескольких секунд (циркуляционные, питательные насосы) до десятков секунд (дутьевые вентиляторы, дымососы).

При пуске синхронного двигателя шаровой мельницы первоначально осуществляется его асинхронный пуск за счет пусковой короткозамкнутой обмотки, размещенной в полюсных наконечниках. По достижении подсинхронной частоты вращения осуществляется автоматическое возбуждение двигателя подачей постоянного тока в цепь рабочей обмотки ротора, и происходит втягивание электродвигателя в синхронизм. Признаками втя гивания двигателя в синхронизм являются наличие тока возбуждения и установившееся положение стрелки амперметра, в цепи статорной обмотки.

Если ток статора по окончании пуска превышает номинальное значение, необходимо частично разгрузить двигатель по активной мощности и при необходимости, по реактивной (последнее только для синхронных двигателей при работе с пониженным (опережающим) коэффициентом мощности).

5.5. Если в момент включения электродвигателя напряжением выше 1000В появится сигнал «Земля на секции…», электродвигатель следует отключить и сообщить об этом дежурному персоналу электрического цеха.

5.6. Если при пуске двигатель отключился, то необходимо сквитировать ключ управления, произвести осмотр электродвигателя и сообщить дежурному персоналу электрического цеха для принятия мер по выяснению причины отключения и срабатывания защиты.

5.7. Двухскоростные двигатели, как привило, должны включаться в сеть на обмотке, меньшей частоты вращения с последующим переключением (при необходимости) на обмотку большей частоты вращения.

Допустимость прямого пуска от обмотки большей частоты вращения и число таких пусков определяются техническими условиями или заводскими, инструкциями по эксплуатации конкретных двигателей.

Не допускается одновременное включение обеих обмоток.

5.8. Пуск электродвигателей, приводящих во вращение вентиляторы (дымососы, дутьевые вентиляторы, вентиляторы горячего дутья и т.п.), должен производиться при закрытых шиберах.

5.9. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается по условиям их нагрева пускать из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего — 1 раз, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией.

Последующие пуски электродвигателей напряжением свыше 1000В допускаются через 3ч.

6.1. Постоянный надзор за работой электродвигателей должен осуществляться дежурным персоналом технологического цеха, обслуживающим механизмы. Кроме этого, состояние и режим работы электродвигателей должен контролировать дежурный персонал электрического цеха путем периодических по графику обходов и осмотров всех как работающих, так и находящихся в резерве электродвигателей. Независимо от этого все электродвигатели напряжением выше 1000В не реже 2 раз в месяц, а остальные 1 раз в месяц должны подвергаться осмотру мастером по ремонту.

Внеочередные осмотры электродвигателей необходимо производить при отключении их защитой и резком изменении климатических условий (для агрегатов наружной установки) и режима работы.

6.2. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, и автоматические устройства включения резерва должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по утвержденному техническим руководителем электростанции графику, но не реже 1 раза в месяц.

6.3. Во время работы электродвигателя дежурный персонал технологических цехов обязан:

6.3.1. Осуществлять регулирование нагрузки электродвигателей в допустимых пределах в зависимости от режима работы котла, турбины и другого оборудования электростанции, следя за тем, чтобы токи статора (ротора) не превышали номинальных значений. При отсутствии амперметров, контролировать температуру нагрева электродвигателя непосредственно прикосновением к корпусу рукой. При превышении допустимых пределов по величине тока или нагреву необходимо разгрузить агрегат и принять меры к выяснению причины перегрузки.

6.3.2. Контролировать нагрев и вибрацию подшипников. Если на ощупь будет обнаружено повышение температуры или вибрации подшипника, то необходимо провести контрольное измерение посредством перенос ного прибора (при отсутствии стационарных приборов).

Предельно допустимые значения вибрации и температуры подшипников электродвигателей приведены в пунктах 2.10 и 2.13 .

6.3.3. Контролировать уровень масла в электродвигателях с кольцевой смазкой подшипников. Камеры подшипников скольжения должны быть заполнены маслом до отметки на указателе уровня масла или, если нет отметки, до середины маслоуказателъного стекла на подшипнике. При необходимости произвести доливку масла р екомендуемой заводом-изготовителем марки (Т22, Т30, Тп30 или иное). Частая доливка (чаще 1 раза в месяц) с видетельствует о его утечке. Особенно опасна утечка масла внутрь корпуса электродвигателя, поскольку это может вызвать разъедание покровных, лаков и снижение с опротивления изоляции обмотки статора.

В электродвигателях с принудительной системой смазки контролировать давление масла в напорном маслопроводе и количество масла на сливе из подшипника, которое должно заполнять примерно от 1/2 до 1/3 сечения сливного маслопровода.

6.3.4. Следить за правильной работой смазочных колец, в частности за их вращением. Быстрое вращение смазочных колец, сопровождаемое легким звоном, указывает на недостаток масла в камере подшипника.

6.3.5. Обращать внимание на появление ненормального шума в подшипниках качения, указывающего на недостаточное количество смазки или появление дефекта на поверхностях обойм и тел качения, и сообщать об этом начальнику смены электроцеха.

6.3.6. Следить за нагревом статора по штатным датчикам теплоконтроля. При обнаружении повышенного нагрева обмотки, сердечника и охлаждающего воздуха произвести частичную разгрузку двигателя по токам статора (ротора) и принять неотложные меры по восстановлению нормального теплового состояния электродвигателя за счет регулирования параметров охлаждающей воды и конденсата, идущего на охлаждение ротора и сердечника статора.

При невозможности снижения температур до приемлемых значений двигатель должен быть остановлен по согласованию с начальником смены электроцеха.

6.3.7. Наблюдать за щеточным аппаратом синхронных электродвигателей. При выявлении недопустимого искрения, повышенной вибрации и других дефектов сообщить об этом начальнику смены электроцеха для принятия мер по нормализации работы узла токосъема.

6.3.8. Контролировать режим работы воздухоохладителей, а также системы непосредственного водяного охлаждения электродвигателей АВ (2АВ)-8000/6000, обеспечивая поддержание в допустимых пределах давлений, расходов и температур охлаждающей воды и конденсата.

6.3.9. Следить, чтобы все вращающиеся части электродвигателя (концы валов, полумуфты, шкивы и т.п.) были надежно закрыты ограждениями.

6.3.10. Не допускать попадания пара, воды и масла на выводное устройство электродвигателя или внутрь его корпуса.

6.3.11. Содержать электродвигатель в чистоте, не допускать наличия посторонних предметов около электродвигателя.

6.3.12. Вести учет пусков и остановов электродвигателя.

6.3.13. Ставить в известность начальника смены электроцеха обо всех ненормальностях в работе электродвигателя.

6.4. Дежурный персонал электрического цеха при обходе и осмотре электродвигателя должен контролировать:

— нагрузку, нагрев корпуса, температуру охлаждающей среды, подшипников качения, меди и сердечника статора (без права их регулирования);

— вибрацию подшипников и корпуса (на ощупь);

— отсутствие течей встроенных в статор воздухоохладителей и узлов водоподвода к активным частям электродвигателя внутри их корпусов;

— состояние освещения площадки обслуживания;

— состояние заземлений корпуса электродвигателя;

— состояние коробки выводов;

— отсутствие нагревов контактных соединений и запаха горелой изоляции;

— состояние щеточно-контактных аппаратов электродвигателей переменного тока (при этом контролируются степень искрения, нагрев и вибрация электрощеток, усилия прижатия щеток к контактным кольцам, загрязненность аппарата щеточной пылью, наличие зависших, предельно изношенных щеток, а также щеток с механическим повреждением их арматуры и пр.).

6.5. Если во время осмотров выявляются аварийные ситуации и неисправности в работе электродвигателей, необходимо устранить их при условии, что проводимые при этом операции допускается выполнять производственными инструкциями и правилами техники безопасности единолично данному дежурному. В противном случае необходимо немедленно сообщить вышестоящему оперативному лицу об аварийном состоянии и необходимости принятия срочных мер.

Перечень наиболее характерных неисправностей электродвигателей и методы их устранения приведены в приложении к настоящей Инструкции.

6.6. Отключение электродвигателя или изменение режима его работы дежурный персонал электроцеха производит только с разрешения начальника смены цеха, где установлен электродвигатель, за исключением аварийных случаев (см. раздел 7).

6.7. Все работы, связанные с ремонтом электродвигателей, производятся ремонтным персоналом электроцеха или специализированной ремонтной организацией.

Неотложные работы по устранению неисправностей электродвигателя, угрожающих нарушением нормальной работе блока (станции), разрешается выполнять дежур­ному персоналу. При этом перед работой должны быть выполнены все организационные и технические меро­приятия по подготовке рабочего места.

7.1 Электродвигатель должен быть немедленно (аварийно) отключен от сети при следующих обстоятельствах:

— несчастных случаях с людьми;

— появлении дыма или огня из корпуса (выводного устройства), подшипников, маслопроводов электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств;

— пожаре на маслопроводах и невозможности его ликвидации;

— поломке приводимого механизма;

— отказе технологических защит по прекращению подачи конденсата в ротор и сердечник статора электродвигателей АВ (2АВ)-8000/6000 и недопустимом снижении давления в системе смазки подшипников.

После аварийного отключения работающего электродвигателя должны быть приняты меры по включению резервного агрегата и поставлены в известность начальник смены технологического цеха и начальник смены электрического цеха.

7.2 Электродвигатель должен быть остановлен после пуска электродвигателя резервного агрегата (если он имеется) или после предупреждения начальника смены технологического в следующих случаях:

— появлении ненормального шума в электродвигателе;

— появлении запаха горелой изоляции;

— резком увеличении вибрации электродвигателя или приводимого им механизма;

— недопустимом возрастании температуры подшипников;

— перегрузке электродвигателя выше допустимых пределов;

— работе электродвигателя на двух фазах;

— возникновении угрозы повреждения электродвигателя (заливание водой, запаривание и др.).

8.1. Во время работы электродвигателя, возможно, его автоматическое отключение от сети технологической или электрической защитой.

При автоматическом отключении работающего электродвигателя дежурный персонал технологического цеха должен немедленно проверить успешное включение резервного агрегата от действия АВР. При отказе АВР или его отсутствии необходимо включить электродвигатель резервного агрегата от руки, поставив в известность начальника смены цеха, в котором установлен электродвигатель, и начальника смены электроцеха.

После включения электродвигателя резервного агрегата дежурный персонал электроцеха должен на отключившемся электродвигателе:

— проверить отсутствие признаков, ведущих к аварийному отключению и указанных в разделе 7 ;

— выяснить по указательным реле и соответствующей сигнализации причину отключения;

— произвести внешний осмотр отключившегося электродвигателя с целью отыскания явных признаков короткого замыкания;

-проверить мегаомметром состояние изоляции обмотки статора и питающего кабеля.

Дежурный персонал технологического цеха должен:

— проверить работу включившегося электродвигателя;

— вести наблюдение за включившимся электродвигателем в течение 1 ч;

— занести результаты наблюдения в оперативный журнал.

8.2. Повторное включение электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешается после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции. При обнаружении признаков повреждения электродвигателя или кабеля должна быть разобрана его электрическая схема и сообщено начальнику смены технологического цеха, а также начальнику электроцеха для принятия мер по замене поврежденного электродвигателя или проведению аварийного ремонта.

8.3. Аварийное отключение электродвигателя, имеющего защиту от перегрузки, без признаков короткого замыкания возможно вследствие заедания, заклинивания и прочих неисправностей механизма. Это может быть установлено измерением тока статора при опробовании электродвигателя под нагрузкой и на холостом ходу без механизма (при расцепленных полумуфтах). В этом случае включение электродвигателя в работу можно производить только после устранения персоналом технологического цеха причины перегрузки и неисправности механизма.

8.4. При отключении электродвигателя ответственного механизма от действия защиты и отсутствии резервного электродвигателя допускается повторное включение электродвигателя после внешнего осмотра и получения разрешения от начальника смены электроцеха и начальника смены станции с оформлением всех указаний и операций в оперативном журнале.

Перечень ответственных механизмов, на которые распространяется требование настоящего пункта, должен быть утвержден техническим руководителем электростанции и указан в местной инструкции по эксплуатации электродвигателей.

8.5. Повторное включение электродвигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения не допускается.

8.6. При аварийном отключении электродвигателя в результате короткого замыкания в обмотке или на его выводах возможно его загорание. Тушение возгорания электродвигателя следует проводить после разборки электрической схемы углекислотным огнетушителем или водой. Запрещается тушение горящего электродвигателя пенным огнетушителем и песком.

9.1. На вращающемся электродвигателе никаких ремонтных работ производить не разрешается, за исключением тех, которые не связаны с приближением к токоведущим и вращающимся частям (чистка, маркировка, покраска, ремонт оснований и фундаментов).

9.2. Отключение электродвигателя в ремонт производится дежурным персоналом технологического цеха по указанию начальника смены цеха с разрешения начальника смены станции на основании имеющейся заявки.

При плановом останове электродвигателя осуществляется снижение нагрузки с учетом указаний пункта 2.20. отключение выключателя электродвигателя, отключение возбуждения (для синхронных электродвигателей), отключение маслонасосов системы принудительной смазки (после прекращения вращения ротора), отключение насосов водяного охлаждения активных частей двигателей, удаление воды и осушка системы охлаждения сжатым воздухом (для электродвигателей типа АВ (2АВ)-8000/6000), прекращение подачи охлаждающей воды к воздухоохладителю и разборка электрических схем собственно электродвигателя и электродвигателей его обеспечивающих систем.

При длительных остановах или перерывах в работе, если температура окружающей среды ниже 5С, на электродвигателях наружной установки должны включаться электронагреватели, если они предусмотрены заводом-изготовителем.

9.3. В оперативном журнале дежурного персонала должна быть сделана запись о том, для каких работ, какого цеха и по чьему требованию остановлен электродвигатель.

9.4. После отключения электродвигателя дежурным персоналом технологического цеха на ключ или кнопку управления остановленного электродвигателя должен быть вывешен запрещающий плакат «Не включать! Работают люди». Кроме этого должны быть приняты меры, препятствующие вращению электродвигателя со стороны механизма. Такими мерами являются закрытие напорной задвижки, направляющих аппаратов, шиберов, и перевязка цепью штурвалов с запиранием на замок, вывешивание запрещающего плаката «Не открывать! Работают люди».

9.5. До полного окончания ремонтных работ и до закрытия наряда дежурный персонал технологического цеха не имеет права снимать эти запрещающие плакаты. Снятие их должно производиться перед сборкой схемы электродвигателя по указанию начальника смены цеха.

9.6. Для проведения ремонтных работ на вращающихся частях механизма или электродвигателя или на его токоведущих частях дежурным персоналом электрического цеха по указанию начальника смены электрического цеха или по заявке начальника смены станции должны быть приняты следующие меры по подготовке рабочего места.

9.6.1. Электрическая схема электродвигателя напряжением выше 1кВ должна быть разобрана с созданием видимого разрыва путем выкатки тележки КРУ в ремонтное положение. Защитные шторки должны быть заперты на замок и на них вывешен запрещающий плакат «Не включать! Работают люди». В ячейке КРУ должен быть включен заземляющий нож.

У двухскоростного электродвигателя должны быть отключены и разобраны обе цепи питания обмоток статора.

9.6.2. Электрическая схема электродвигателей напряжением 380В, подключенных к секции РУСН-0,4кВ должна быть разобрана отключением автоматического выключателя и установкой его тележки в ремонтное положение. Должен быть вывешен запрещающий плакат «Не включать! Работают люди», от выводов электродвигателя отсоединен питающий кабель и установлено переносное заземление.

9.6.3. Электрическая схема электродвигателей напряжением 380В, подключенных к силовым сборкам, должна быть разобрана отключением автоматического выключателя, на его рукоятку должен быть вывешен плакат «Не включать! Работают люди». На токоведущих частях после автоматического выключателя должно быть проверено отсутствие напряжения и включен заземляющий нож, а при его отсутствии отключен питающий кабель от выводов электродвигателя и установлено переносное заземление.

У электродвигателей небольшой мощности, у которых сечение питающего кабеля не позволяет установить переносное заземление, допускается заземлять кабель (с отсоединением или без отсоединения от выводов э лектродвигателя) медным проводником сечением не менее сечения жилы кабеля или соединять между собой жилы кабеля и изолировать их. При этом допускаются скрутки.

9.7. По окончании подготовки рабочих мест в оперативном журнале начальника смены электрического цеха должно быть записано по чьему указанию, заявке какого цеха и для каких работ электродвигатель выведен в ремонт.

9.8. Если питающий кабель электродвигателя ремонтируемого механизма имеет заземление со стороны ячейки или сборки, то отсоединение кабеля от выводов электродвигателя (по заявке технологического цеха) должно выполняться только в тех случаях, когда во время ремонта требуется перемещение, разворот или снятие электродвигателя с фундамента.

Как правило, отключение кабелей от выводов электродвигателей должно производиться при выводе блока или другого технологического оборудования в капитальный ремонт.

9.9. При останове механизма только для ремонта электродвигателя, отключение кабеля от выводов электродвигателя, если со стороны РУСН установлено заземление, должно производиться персоналом, ремонтирующим электродвигатель.

9.10. Во всех случаях на отключенные концы кабеля дежурным персоналом электрического цеха должно быть установлено переносное заземление.

9.11. По окончании ремонта подсоединение питающего кабеля к выводам электродвигателя, как правило, должно выполняться персоналом, ремонтирующим электродвигатель. Как исключение, в аварийных случаях подсоединение кабеля разрешается производить дежурному персоналу.

9.12. Производство ремонтных работ на электродвигателях, расположенных на территории технологического цеха, производится по нарядам и распоряжениям, выданным электрическим цехом с ежедневного разре шения начальника смены технологического цеха, который должен зафиксировать это в своем оперативном журнале. Разрешение должно быть передано по телефону дежурному персоналу электрического цеха (допускающему) и зафиксировано в его оперативном журнале.

9.13. Во время капитального и текущего ремонта блока допуск к работам на электродвигателях, расположенных в помещении технологического цеха и находящихся в зоне действия общего наряда, должен производиться по нарядам и распоряжениям, завизированным ответственным руководителем по общему наряду.

Разрешение на ежедневный допуск от начальника смены технологического цеха в этом случае не требуется. Допуск к работам производит дежурный персонал электрического цеха. Предоставление нарядов и распоряжений на визирование ответственному руководителю по общему наряду должен делать руководитель работ по наряду на ремонт электродвигателя.

9.14. Опробование цепей управления, устройств защиты и технологических блокировок, действующих на выключатель электродвигателя, разрешается производить на ремонтируемом блоке (при действующем общем наряде) при условии установки тележки КРУ в испытательное положение и наличия заземления в ячейке КРУ.

9.15. Опробование должно производиться по заявке персонала ЭТЛ или цеха тепловой автоматики с разрешения начальника смены технологического цеха после подтверждения начальником смены электрического цеха выполнения вышеуказанных условий опробования.

9.16. Опробование технологических защит и блокировок должно проводиться с минимальным числом операций с коммутационной аппаратурой (для уменьшения износа, сохранения регулировок выключателя и блок контактов).

9.17. Сборка схемы для опробования электродвигателя производится дежурным персоналом электрического цеха по заявке руководителя работ с разрешения начальника смены технологического цеха.

9.18. Включение опробуемого электродвигателя осуществляется дежурным персоналом технологического цеха по указанию начальника смены технологического цеха и по команде руководителя работ, проводящего опробование.

На время опробования запрещающий плакат «Не включать! Работают люди» снимается с ключа управления выключателем и по окончании опробования вновь устанавливается.

10.1. Техническое обслуживание и ремонт предусматривают выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния электродвигателей, надежной, безопасной и экономичной их эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью при оптимальных трудовых и материальных затратах.

10.2. Техническое обслуживание, не требующее вывода электродвигателей в текущий ремонт, предусматривает:

— обходы по графику и технический осмотр работающих электродвигателей;

— контроль технического состояния электродвигателей с применением внешних средств контроля или диагностирования, включая контроль переносной аппаратурой;

— пополнение и замену смазки трущихся деталей, чистку масляных и водяных фильтров, подтяжку сальников, проверку механизмов управления и др.;

-устранение утечек воды, масла и других отдельных дефектов, выявленных в процессе контроля состояния, проверки на работоспособность;

— регулировку и продувку щеточного аппарата синхронных электродвигателей;

— осмотр и проверку электродвигателей при нахождении их в резерве или на консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния;

— контроль исправности измерительных систем и средств измерений, включая их калибровку и другие работы по поддержанию исправного состояния электродвигателей;

10.3. На каждой электростанции:

— устанавливается состав работ по техническому обслуживанию двигателей и периодичность (график) их выполнения для каждой группы механизмов с учетом требований завода-изготовителя и условий эксплуатации;

— назначаются ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию или заключается договор с подрядным предприятием на выполнение этих работ;

— вводится система контроля за своевременным проведением и выполненным объемом работ при техническом обслуживании;

— оформляются журналы технического обслуживания (эксплуатационные журналы), в которые должны вноситься сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

10.4. Периодичность и объем технического обслуживания электродвигателей и запасных частей к ним, находящихся на хранении на электростанции, устанавливается электростанциями в соответствии с инструкциями по хранению и консервации двигателей и запасных частей к ним.

10.5. Вид ремонта электродвигателей определяется видом ремонта основного оборудования, но может отличаться от него и определяться электростанцией, исходя из местных условий.

10.6. Капитальный ремонт электродвигателей, как правило, производится одновременно с ремонтом механизма. Совмещение сроков ремонтов электродвигателей с механизмами целесообразно по условиям снижения трудозатрат на работы, связанные с центровкой, подготовкой рабочего места агрегата и т.д.

Если по своему техническому состоянию электродвигатель не может обеспечить надежную работу до очередного капитального ремонта технологического узла, то неисправность должна быть устранена в период текущего ремонта.

При планировании сроков капитальных и текущих ремонтов необходимо учитывать техническое состояние электродвигателей, устанавливаемое в процессе эксплуатации (нагрев активных частей, вибрация, состояние подшипников и т.п.).

10.7. Графики и объемы ремонтов утверждаются техническим руководителем электростанции и являются обязательными для ремонтного персонала. При проведении ремонтов электродвигателей подрядной организацией графики и объемы дополнительно согласовываются с руководством последней.

10.8. До вывода в ремонт электродвигателя должны быть закончены все подготовительные работы:

— разработаны перспективные и годовые планы подготовки к ремонту;

— подготовлена ведомость планируемых работ по ремонту электродвигателей, предусмотренных годовым планом;

— составлена и утверждена техническая документация на работы по модернизации или реконструкции;

— подготовлены необходимые материалы, инструмент и приспособления;

— приведены в соответствие с правилами Госгортехнадзора грузоподъемные механизмы и такелажные приспособления;

— заготовлены необходимые запасные части;

— выполнены противопожарные мероприятия и мероприятия по технике безопасности.

10.9. Началом ремонта электродвигателя считается время вывода в ремонт, установленное начальником смены электростанции,

10.10. Перед остановом электродвигателя в ремонт во время его работы под нагрузкой проводятся эксплуатационные измерения параметров электродвигателей и оценка текущего состояния двигателя и его обеспечивающих систем, которые заносятся в ведомость основных параметров технического состояния электродвигателя, а также производится уборка оборудования и площадок обслуживания.

10.11. Во время текущего ремонта выполняются следующие работы:

— чистка и продувка сжатым воздухом;

— проверка воздушных зазоров между статором и ротором;

— измерение зазоров в подшипниках скольжения;

— ревизия коробки выводов и контактных соединений;

— ревизия подшипникового узла, замена или добавление с: мазки.

10.12. В объем капитального ремонта электродвигателя по типовой номенклатуре входят следующие работы:

10.12.1. Электродвигатели постоянного тока:

— предремонтные измерения и испытания. дефектация в сборе;

— демонтаж с места установки и транспортировка в мастерскую;

— проверка воздушных зазоров между якорем и полюсами ;

— чистка и продувка сжатым воздухом, а также с применением моющих средств;

— дефектация обмотанного якоря;

— проточка и продораживание коллектора, проверка качества пайки обмотки якоря к коллектору;

— дефектация траверсы, ревизия щеткодержателей, замена электрощеток;

— дефектация магнитной системы и ремонт катушек главных и добавочных полюсов;

— дефектация станины и подшипниковых щитов;

— ревизия и замена подшипников качения;

— монтаж на месте установки, центровка с механизмом;

— измерения и испытания после ремонта.

10.12.2 Асинхронные и синхронные электродвигатели:

— предремонтные измерения и испытания, дефектация в сборе;

— демонтаж с места установки и транспортировка в мастерскую;

— проверка воздушных зазоров между якорем и ротором, в подшипниках скольжения;

— полная разборка с выводом ротора (на месте или в мастерской);

— осмотр и чистка всех деталей и узлов;

— проверка плотности прессовки активной стали статора;

— осмотр сварных швов и деталей крепежа;

— проверка крепления обмотки статора в пазовой и лобовых частях;

— осмотр соединений, выводов обмотки статора и коробки выводов;

— проверка крепления активной стали ротора, лопаток и ступицы вентилятора;

— осмотр беличьей клетки, вентиляторов и бандажных узлов ротора;

— проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов и плотности посадки их в пазу;

— проверка крепления полюсов, обмоток полюсов и межполюсных соединений синхронных электродвигателей;

— проверка целостности демпферной (пусковой) обмотки;

— дефектация контактных колец с их проточкой и шлифовкой, проверка состояния траверс, щеткодержателей, замена дефектных и изношенных электрощеток;

— проверка крепления балансировочных грузов; замена смазки и ремонт подшипников;

— дефектация и ремонт подпятника (разборка и чистка маслованны, выемка сегментов и их опор; проверки состояния крепежных деталей и сварных швов, стаканов опорных болтов упоров сегментов; проверка состояния зеркальной поверхности диска, изоляционной прокладки и плотности прилегания его по втулке подпятника; проверка сегментов и их опор, пришабровка их по поверочной плите; установка сегментов и регулировка нагрузки на сегменты; замена уплотнительных элементов, сборка маслованны и ее уплотнение);

— ревизия системы охлаждения (демонтаж воздухоохладителя, маслоохладителя, их разборка, чистка и промывка, замена прокладок и сборка; гидравлические испытания и устранение обнаруженных дефектов; установка маслоохладителя и его опрессовка с системой; ревизия, испытание повышенным давлением воды воздухоохладителя и теплообменника системы водяного охлаждения электродвигателя АВ (2АВ)-8000/6000, проведение гидравлических испытаний узлов водоподвода обмотки ротора и сердечника статора этих электродвигателей);

— электрические измерения и испытания после ремонта.

10.13. После останова электродвигателя на ремонт персонал электроцеха должен:

— произвести все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ;

— выдать наряд-допуск на ремонт электродвигателя;

— установить режим работы работников обеспечения (складов, лабораторий, кранов и т.п.).

10.14. В процессе ремонта руководящий персонал электроцеха должен:

— осуществлять входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей;

— проводить оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;

— проверить соблюдение технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации, качества применяемых приспособлений и инструмента).

10.15. Во время проведения капитального ремонта электродвигателя может выполняться реконструкция его узлов с целью устранения недостатков, выявленных в процессе эксплуатации, а также специальные работы, связанные с ремонтом или заменой отдельных узлов. Изменение размеров деталей, замена комплектующих изделий на изделия другого типа должны быть согласованы с заводом-изготовителем электродвигателя.

10.16. Специальные работы, связанные с ремонтом обмотки ротора и статора, с частичной или полной их заменой, с ремонтом бандажных узлов ротора и реконструкцией, ведутся, как правило, ремонтным предприятием.

10.17. Измерение вибрации электродвигателя (подшипников, статора и фундаментной плиты) следует производить в вертикальном, поперечном и аксиальном направлениях после каждого планового ремонта, а также после подшабровки вкладышей подшипников или их замены, исправления центровки или в случае выявления явных признаков повышенной вибрации.

10.18. Высоковольтные электродвигатели, а также ответственные электродвигатели независимо от напряжения после окончания монтажа или капитального ремонта должны быть приняты комиссией, возглавляемой руководством электроцеха с оформлением двустороннего акта на каждый электродвигатель.

Приемка электродвигателю производится частично в соответствии с технологией ремонта — в процессе сборки после выполнения ремонтных работ; в целом — после сборки в процессе опробования под нагрузкой.

10.19. Сведения о проведении ремонта необходимо внести в документацию электродвигателя не позднее 10 дней после окончания ремонта.

10.20. Пригодность электродвигателя к эксплуатации определяется на основании результатов испытаний, проведённых в соответствии с требованиями глав 4 и 5 действующих «Объема и норм испытаний электрооборудования » [6 ] и по совокупности всех проведенных испытаний и осмотров.

11.1. Основой безопасной эксплуатации электродвигателей является выполнение требований действующих ПТЭ, ПТБ, ППБ, заводских инструкций по конкретным типам машин, соблюдение допустимых эксплуатационных режимов работы (в части нагрузки, нагрева, вибрации, смазки и т.д.) и осуществление технического обслуживания (осмотры, ремонты, профилактические испытания).

11.2. К оперативному и техническому обслуживанию электродвигателей должны допускаться лица, прошедшие обучение, инструктаж и специальную подготовку по изучению принципов действия, устройства, компоновки и методой обслуживания электродвигателей, приобретшие навыки и опыт практической работы, сдавшие экзамены на знание правил технической эксплуатации, техники безопасности, должностных и местных инструкций по эксплуатации закрепленного за ними оборудования.

11.3. Ремонтные и восстановительные работы на конкретном электродвигателе должны проводиться, как правило, на остановленном агрегате с оформлением наряда-допуска.

Допуск ремонтных бригад к месту проведения работ осуществляется дежурным персоналом электростанции.

11.4. Допуск бригад к ремонтным работам на вращающихся и токоведущих частях электродвигателя должен производится после выполнения технических мероприятий, о которых достаточно подробно сказано в разделе 11.

11.5. Выводы обмоток и кабельные воронки у электродвигателей должны быть закрыты ограждениями, снятие которых требует отвертывания гаек или вывинчивания болтов. Снимать эти ограждения во время работы электродвигателя не допускается.

11.6. Вращающиеся части электродвигателей и части, соединяющие электродвигатели с механизмами (муфты, шкивы), должны иметь ограждения от случайных прикосновений.

11.7. У работающего двухскоростного электродвигателя неиспользуемая обмотка статора и питающий ее кабель должны рассматриваться как находящаяся под напряжением.

11.8. При одновременной работе на механизме и электродвигателе соединительная муфта должна быть расцеплена. Расцепление муфты должно производиться ремонтным персоналом по наряду на ремонт вращающегося механизма.

11.9. Перед началом работы на электродвигателе, приводящем в движение насос или тягодутьевой механизм, должны быть приняты меры, препятствующие вращению электродвигателя со стороны механизма. Такими мерами являются закрытие соответствующих задвижек или шиберов, запирание их штурвалов на замок с помощью цепей или других устройств и приспособлений. На отключенных арматуре и пусковом устройстве механизма должны быть вывешены плакаты «Не открывать! Работают люди» и «Не включать! Работают люди», запрещающие подачу напряжения и оперирование запорной арматурой, а на месте производства работы — знак безопасности «Работать здесь!».

11.10. Работы на электродвигателе (или группе электродвигателей)’, от которого отсоединен питающий кабель, и концы его замкнуты накоротко и заземлены, могут производиться без наряда, по распоряжению.

Подача рабочего напряжения на электродвигатель до полного окончания работ (пробное включение, испытание электродвигателя или его пускового устройства) может быть произведена после удаления бригады, возвращения производителем работ наряда оперативному персоналу и снятия временных ограждений, запирающих устройств и плакатов.

О подаче напряжения производитель работ обязан предупредить работников своей бригады.

Подготовка рабочего места и допуск бригады после пробного включения производится как при первичном допуске.

11.11. В период проведения ремонта для очистки от загрязнения металлических частей, узлов и обмоток с термореактивной изоляцией запрещается применять пожароопасные моющие средства.

11.12. Запрещается обслуживать электродвигатели в женском платье, В плащах, пальто и халатах из-за возможности захвата вращающимися частями указанной одежды.

11.13. Обслуживание щеточного аппарата на работающем электродвигателе допускается по распоряжению обученному для этой цели работнику с группой III по электробезопасности при соблюдении следующих мер предосторожности:

— работать с использованием средств защиты лица и глаз, в застегнутой спецодежде, остерегаясь захвата ее вращающимися частями электродвигателя;

— пользоваться диэлектрическими галошами, коврами;

— не касаться руками одновременно токоведущих частей двух полюсов или токоведущих и заземляющих частей.

Кольца ротора допускается шлифовать на вращающемся электродвигателе лишь с помощью колодок из изоляционного материала.

11.14. Запрещается применение резиновых, полиэтиленовых и других прокладок из мягкого и немаслостойкого материала для фланцевых соединений маслопроводов системы смазки электродвигателей.

11.15. Запрещается проведение работ на маслопроводах и оборудовании маслосистемы при ее работе, за исключением замены манометров и доливки масла.

11.16. Тушение пожара в электродвигателях (после их обесточения) должно производиться водой, углекислотными или бром этиловыми огнетушителями.

Не допускается тушение пожара в электродвигателях пенными огнетушителями или песком.

11.17. При обнаружении загорания обмотки внутри корпуса электродвигателя он должен быть отключен от сети, а на синхронном электродвигателе снято возбуждение.

Загоревшуюся обмотку электродвигателя персонал может тушить вручную через специальные смотровые и технологические лючки при помощи передвижных средств пожаротушения (огнетушителей, пожарных стволов и др.) после отключения электродвигателя.

12.1. На основании настоящей Типовой инструкции на каждой электростанции должна быть составлена местная инструкция. При этом должны быть в полной мере учтены требования и рекомендации заводов-изготовителей, отраслевых НД с учетом опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также конкретных условий, в которых эксплуатируются электродвигатели.

12.2. В местную инструкцию должны быть включены те разделы и пункты настоящей Типовой инструкции, которые касаются всех основных вопросов эксплуатации электродвигателей, установленных на данной электростанции, применительно к местным условиям.

12.3. В местной инструкции по эксплуатации электродвигателей должны быть указаны:

— допустимые условия и режимы эксплуатации электродвигателей;

— краткая характеристика основных наиболее мощных электродвигателей разного класса напряжения, их обеспечивающих систем (охлаждение, возбуждение, смазка, устройства теплового и технологического контроля и защиты);

— распределение обязанностей по обслуживанию электродвигателей между цехами электростанции;

— порядок подготовки к пуску, порядок пуска, останова и технического обслуживания во время нормальной эксплуатации и в аварийных режимах;

— порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям электродвигателей;

— требования по технике безопасности и пожаробезопасности, специфические для конкретной группы электродвигателей,

12.4. В должностную инструкцию каждого лица, на которое возложено выполнение требований местной инструкции по эксплуатации электродвигателей, должны быть включены соответствующие разделы и пункты, подлежащие выполнению этими лицами (дежурным электромонтером, дежурным машинистом, дежурным обходчиком, мастерами).

12.5. В соответствующих пунктах местной инструкции все указания по режимам, периодичности осмотров и контролю за работой электродвигателей должны быть даны конкретно для каждого типа эксплуатируемых электродвигателей. Кроме того, должна быть установлена периодичность измерения вибрации подшипников ответственных механизмов.

12.6. В случае изменения состояния или условий эксплуатации электродвигателей в местную инструкцию должны вноситься соответствующие дополнения с доведением их до сведения работников, для которых обязательно знание этой инструкции, с записью в журнале распоряжений.

12.7. Инструкция должна пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

12.8. Местная инструкция по эксплуатации электродвигателей должна быть подписана начальником электроцеха и утверждена техническим руководителем электростанции.

12.9. В местной инструкции по эксплуатации электродвигателей перечень аварийных ситуаций должен уточняться в соответствии с местными условиями.

12.10. В местной инструкции должен быть приведен утвержденный техническим руководителем электростанции перечень ответственных механизмов, повторное включение которых после отключения их защитами разрешается после внешнего осмотра.

12.11. В местной инструкции по эксплуатации электродвигателей должен быть перечень защит, блокировок и сигнализации.

1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — М. СПО ОРГРЭС, 2003.

2 .СО 153-34.03.150-2003. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок М. Издательство НЦ ЭНАС, 2003.

3. СО 34.03.201-97 (РД 34.03.201-97 ). Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. — М. Издательство НЦ ЭНАС, 2001.

4. СО 34.03.301-00 (РД 153-34.0-03.301-00 ). Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. — М. ЗАО «Энергетические технологии», 2000.

5. СО 34.04.181-2003. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей М. 2004.

6. СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97 ). Объем и нормы испытаний электрооборудования. — М. Издательство НЦ ЭНАС, 1998.

7. СО 153-34.45.509-91 (РД 34.45.509-91 ). Типовая инструкция по эксплуатации электродвигателей в установках собственных нужд электростанций М. СПО ОРГРЭС, 1991.

8. СО 153-34.45.507 (РД 34.45.507 ). Типовая инструкция по эксплуатации крупных электродвигателей с водяным охлаждением ротора для привода питательных насосов. — М. СПО Союзтехэнерго, 1989.

9. ТИ 34-70-023-86. Типовая инструкция по эксплуатации синхронных электродвигателей шаровых мельниц Ш-50. М. СПО Союзтехэнерго, 1986

10. Сборник директивных материалов но эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. – м. Энергоиздат, 1981.

11. ГОСТ 183 74. Машины электрические вращающиеся. Общие технические условия.

12. ГОСТ 8865-93. Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация.

13. ГОСТ 9630-80. Двигатели трехфазные асинхронные напряжением свыше 1000В. Общие технические условия.

14. ГОСТ Р 51757-2001. Двигатели трехфазные асинхронные напряжением свыше 1000В для механизмов собственных нужд тепловых электростанций. Общие технические условия.

15. ГОСТ 17494-87. Машины электрические вращающиеся. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин. Обозначения. Методы испытания.

16. ГОСТ 12969-67. Таблички для машин и приборов. Технические требования.

17. ГОСТ 12971-67. Таблички прямоугольные для машин и приборов. Размеры.

РД 34.46.605
Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110 — 1150 кВ, мощностью 80 МВ*А и более. Капитальный ремонт

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО ЦНТИ Нормоконтроль.

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Оглавление:

1. Введение
2. Общие положения
3. Указания мер безопасности
4. Приемка в ремонт трансформатора и хранение ремонтного фонда
5. Демонтаж трансформатора на фундаменте, предремонтные испытания, перемещение трансформатора на место ремонта
6. Разборка трансформатора
7. Ремонт активной части трансформатора
8. Сборка трансформатора
9. Подсушка, сушка твердой изоляции трансформатора
10. Ремонт основных наружных узлов трансформатора
10.1. Ремонт бака
10.2. Ремонт расширителя
11. Ремонт предохранительных устройств
11.1. Ремонт предохранительного клапана
11.2. Ремонт отсечного клапана
11.3. Ремонт предохранительной трубы
11.4. Ремонт реле давления
11.5. Ремонт газового реле (реле Бухгольца)
11.6. Ремонт защитного реле РГ-25/10
12. Ремонт контрольно-измерительной аппаратуры
12.1. Ремонт плоского маслоуказателя
12.2. Ремонт трубчатого маслоуказателя
12.3. Ремонт стрелочного маслоуказателя типа МС
12.4. Ремонт термосигнализатора ТС-110
12.5. Ремонт термометра типа А
12.6. Ремонт реле уровня масла
13. Ремонт вводов
14. Ремонт средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
14.1. Ремонт воздухоосушителя
14.2. Ремонт установки азотной защиты масла
14.3. Ремонт пленочной защиты масла
14.4. Ремонт фильтров непрерывной регенерации масла (термосифонные фильтры)
14.5. Ремонт адсорбных фильтров
15. Ремонт системы охлаждения
15.1. Ремонт системы охлаждения типа ДЦ
15.2. Ремонт системы охлаждения типа Ц
15.3. Ремонт системы охлаждения типа М
15.4. Ремонт труб системы охлаждения и газоотвода
15.5. Ремонт арматуры
15.6. Ремонт шкафов автоматического управления типа ШАОТ, ШД, АД-2 и др.
16. Монтаж трансформатора на фундаменте
17. Пайка медных деталей трансформатора
17.1. Подготовка деталей к электроконтактной пайке медно-фосфористым припоем
17.2. Последовательность проведения работ
17.3. Пайка демпферов с шинной медью
17.4. Пайка паяльником проводов оловянно-свинцовым припоем
17.5. Пайка провода с наконечником
17.6. Зачистка после пайки
17.7. Дефекты пайки
17.8. Контроль качества паяного соединения
18. Сварка проводов и шин из алюминия и его сплавов
18.1. Ручная дуговая сварка
18.2. Аргоно-дуговая сварка неплавящимся электродом
18.3. Аргоно-дуговая сварка плавящимся электродом
19. Защитные покрытия
20. Ремонт фарфоровых покрышек изоляторов
21. Требования к трансформаторным маслам
Приложение 1. Перечень основного технологического оборудования и инструмента, используемого при проведении капитального ремонта трансформатора
Приложение 2. Перечень основных материалов, используемых при проведении капитального ремонта трансформатора
Приложение 3. Основные характеристики окружающего воздуха
Приложение 4. Опрессовка обмоток трансформаторов гидравлическими домкратами при капитальном ремонте
Приложение 5. Определение параметров индукционной обмотки для прогрева трансформатора

Инструкция разработана для капитального ремонта силовых трансформаторов (автотрансформаторов и реакторов) общего назначения напряжением 110 — 1150 кВ, мощностью 80 МВЧА и более отечественного производства, выполняемого в условиях эксплуатации.

Инструкция разработана в соответствии с требованиями стандартов на ремонтную документацию, а также с учетом опыта эксплуатации и ремонта новых типов трансформаторов напряжением до 1150 кВ включительно и с учетом изменений руководящих документов.

Инструкция устанавливает требования к материалам, применяемым при ремонте и требования к ведению ремонта.

Инструкция предназначена для персонала электростанций, предприятий электрических сетей, ремонтных предприятий и организаций Минэнерго СССР, занимающегося эксплуатацией и ремонтом трансформаторов, а также для представителей заводов-изготовителей трансформаторов, участвующих в капитальном ремонте трансформаторов в условиях эксплуатации.

Заменяет Руководство по капитальному ремо. . Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110 — 750 кВ, мощностью 80 МВ*А и более

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ.
ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 — 1150 кВ,
МОЩНОСТЬЮ 80 МВ?А И БОЛЕЕ.
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

РАЗРАБОТАНО ЦКБ Энергоремонта

ИСПОЛНИТЕЛИ Б.Г. КНЯЗЕВ, В.Л. РАСКИН, Л.Л. ФЕДОСОВ

СОГЛАСОВАНО с ПП «Мосэнергоремонт» 10.04.91 г. Главный инженер A.M. КУЗНЕЦОВ, ВНИИЭ 11.04.91 г. Заместитель инженера Л.Г. МАМИКОНЯНЦ, заводом РЭТО 15.04.91 г. Главный инженер Г.М. МИНАШКИН

УТВЕРЖДЕНО Главремтехэнерго 18.04.91 г. Главный инженер Г.А. УЛАНОВ

1. ВВЕДЕНИЕ

Настоящая Инструкция разработана для капитального ремонта силовых трансформаторов (автотрансформаторов и реакторов) общего назначения напряжением 110 — 1150 кВ, мощностью 80 МВ?А и более отечественного производства, выполняемого в условиях эксплуатации.

Инструкция разработана в соответствии с требованиями стандартов на ремонтную документацию, а также с учетом опыта эксплуатации и ремонта новых типов трансформаторов напряжением до 1150 кВ включительно и с учетом изменений руководящих документов.

Инструкция устанавливает требования к материалам, применяемым при ремонте и требования к ведению ремонта.

Инструкция предназначена для персонала электростанций, предприятий электрических сетей, ремонтных предприятий и организаций Минэнерго СССР, занимающегося эксплуатацией и ремонтом трансформаторов, а также для представителей заводов-изготовителей трансформаторов, участвующих в капитальном ремонте трансформаторов в условиях эксплуатации.

С выпуском настоящей Инструкции аннулируется «Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110 — 750 кВ, мощностью 80 МБ?А и более» (М. СПО Союзтехэнерго, 1982).

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Последовательность проведения работ при капитальном ремонте трансформатора определяется сетевой моделью типового технологического процесса (рис. 1).

Рис. 1. Сетевая модель типового технологического процесса капитального ремонта трансформатора:

1 — подготовка к ремонту; 2 — отключение (отсоединение шин, опусков); 3 — демонтаж системы охлаждения; 4 — ремонт системы охлаждения; 5 — доставка трансформатора на ремонтную площадку; 6 — прогрев трансформатора; 7 — демонтаж вводов и арматуры; 8 — вскрытие трансформатора; 9 — ремонт и испытание вводов; 10 — ремонт арматуры; 11 — ремонт бака; 12 — ремонт и испытание активной части; 13 — сборка трансформатора; 14 — заливка трансформаторного масла; 15 — ремонт переключающего устройства; 16 — нагрев и испытание трансформатора; 17 — перемещение трансформатора на место установки; 18 — монтаж трансформатора на фундаменте; 19 — заключительные работы

Подготовка к ремонту трансформатора должна включать проверку комплектности технической документации, подготовку ремонтной площадки, проверку работоспособности технологического оборудования, оснастки и инструмента, а также наличия необходимых материалов.

2.2. В комплект технической документации на капитальный ремонт трансформатора должны входить:

техническая документация завода-изготовителя;

акт о готовности железнодорожного пути;

маршрутный технологический процесс;

перечень технологического оборудования, оснастки и инструмента;

перечень материалов необходимых для ремонта.

2.3. Ремонтная площадка должна обеспечивать защиту активной части и вводов от пыли и влаги, а также размещение и связь между технологическими участками в соответствии со схемой, приведенной на рис. 2.

Ремонтная площадка должна иметь:

железнодорожный ввод не менее 20 м с якорем для закрепления полиспаста;

электросборку для одновременного подключения схемы сушки трансформатора, сварочного и паячного оборудования, другого электроинструмента;

подводку сжатого воздуха на 0,5 — 0,6 МПа (5 -6 кг/см 2 );

маслопровод, идущий от маслохозяйства;

эффективную вентиляционную систему; необходимые средства пожаротушения, плакаты.

2.4. Перед началом ремонта должно быть проверено оборудование на работоспособность и наличие материалов по соответствующим ведомостям оборудования и материалов технологического процесса.

2.5. В приложениях 1 и 2 даны перечни основного технологического оборудования и материалов, используемых при проведении капитального ремонта.

При определении номенклатуры и количества материалов для проведения капитального ремонта конкретного трансформатора необходимо пользоваться «Нормами расхода материалов для ремонта» НМ 34-38-103-88 (М. СПО Союзтехэнерго, 1989).

Рис. 2. Схема связей между технологическими участками при капитальном ремонте:

1 — место установки трансформатора (демонтаж и монтаж); 2 — участок ремонта активной части; 3 — участок изготовления мелких деталей и узлов; 4 — участок ремонта системы охлаждения; 5 — участок ремонта арматуры и мелких узлов; 6 — участок ремонта и испытания вводов; 7 — участок ремонта бака и крышки; 8 — участок ремонта расширителя и выхлопной трубы; 9 — участок ремонта и испытания приборов защиты и контроля

Номенклатуру и количество технологического оборудования следует определять по технологическому процессу на ремонт трансформатора.

3. УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ

Настоящая Инструкция содержит основные требования «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (М. Энергоатомиздат, 1987).

Кроме того, в Инструкцию включены общие требования безопасности местных инструкций и руководящих документов Минэнерго СССР по охране труда, которыми необходимо руководствоваться при ремонте трансформаторов.

3.1. Требования к административно-техническому персоналу

3.1.1. Ответственный руководитель обязан:

осуществлять мероприятия по технике безопасности и производственной санитарии, обеспечивать исправное состояние и правильную эксплуатацию лесов, креплений, ограждений, чистоту площадок, рабочих мест, проходов;

производить надзор за правильным и безопасным использованием машин, механизмов, механизированного инструмента и оборудования;

оформлять допуск на право производства работ (наряд-допуск);

проводить инструктаж рабочих по технике безопасности на рабочих местах в процессе производства работ;

контролировать своевременную выдачу рабочим соответствующей спецодежды и защитных приспособлений согласно действующим нормам;

следить за своевременным и правильным использованием наглядных методов пропаганды техники безопасности (инструкции, памятки, плакаты, лозунги и т.п.);

своевременно расследовать несчастные случаи, связанные с производством, и составлять соответствующие акты, участвовать в разработке мероприятий по предотвращению производственного травматизма.

3.2. Требования к ремонтному персоналу

3.2.1. Ремонтный персонал обязан:

знать и выполнять требования инструкции по технике безопасности;

расписываться в журнале после прохождения инструктажа;

осматривать перед началом работы свое рабочее место;

сообщать руководителю работ об обнаруженной опасности на рабочем месте, неисправности механизмов или инструмента и до их устранения к работе не приступать.

3.3. Требования к помещениям и рабочим местам

3.3.1. Рабочие места, ремонтные площадки должны содержаться в чистоте и не загружаться посторонними предметами, отходами металла, изоляционными материалами и пр.

3.3.2. Механизмы, оборудование, инвентарь, инструмент и приспособления, находящиеся на ремонтной площадке, должны соответствовать характеру выполняемых работ.

3.3.3. На рабочей площадке должны быть установлены первичные средства пожаротушения, исправно работать освещение и вентиляция, вывешены плакаты по ПТЭ, ПТБ и др.

Плакаты и ограждения, установленные при подготовке рабочих мест, запрещается убирать или переставлять до полного окончания работы.

3.4. Требования к работам с грузоподъемными механизмами

3.4.1. К работе с грузоподъемными механизмами допускаются лица, прошедшие специальное обучение, проверку знаний и имеющие соответствующие удостоверения.

3.4.2. Рабочие, принимающие участие в работе с грузоподъемными механизмами подчиняются бригадиру, который является ответственным за соблюдение правил техники безопасности.

3.4.3. Все подъемные механизмы (краны, тали, блоки, лебедки и др.), а также съемные грузозахватные приспособления (цепи, канаты, тросы, стропы, траверсы и т.п.) должны содержаться и эксплуатироваться в соответствии с действующими «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».

Все грузоподъемные машины, съемные грузозахватные приспособления, находящиеся в эксплуатации, должны быть снабжены надписями (таблицами, бирками) с указанием регистрационного номера, грузоподъемности и даты следующего испытания.

3.4.4. Стропы перед применением должны быть тщательно осмотрены. Отбраковка стальных канатов производится в зависимости от количества обрывов проволок, поверхностного износа и глубины коррозии проволок на длине одного шага каната.

3.4.5. Запрещается применять для захвата грузов стропы неизвестной грузоподъемности и проволоку. Съемные грузозахватные приспособления, забракованные и не имеющие бирок, не должны находиться в местах производства работ.

3.4.6. При применении нескольких строп точка приложения равнодействующей силы должна находиться на одной вертикали с центром тяжести груза. Натяжение строп должно быть одинаковым. На острые ребра груза под стропы необходимо подкладывать прокладки.

3.4.7. Крепление грузов следует производить таким образом, чтобы исключить возможность соскальзывания строп.

3.4.8. При производстве особо ответственных работ (подъем съемной части бака трансформатора, монтаж вводов и т.п.) обязательно присутствие руководителя ремонта.

3.4.9. При подъеме и транспортировке деталей и сборочных единиц запрещается:

поднимать груз с находящимися на нем людьми или незакрепленными предметами;

находиться или работать под грузом;

перемещать груз над людьми;

перемещать груз при недостаточном освещении пути на всех участках;

оставлять груз в подвешенном состоянии в течение длительного времени;

поднимать груз под углом по отношению к грузоподъемному механизму (оси подъема);

работать домкратами при стертой насечке на опорной поверхности головки или лапы.

3.4.10. Перед подъемом верхней части бака (колокола) трансформатора необходимо производить его пробный подъем на высоту 150 — 200 мм от первоначального положения. В этот период необходимо выявить недостатки стропки (перекосы, неравномерность натяжения строп) и проверить исправность тормозов и механизмов крана. При обнаружении недостатков стропки и неисправностей механизмов крана необходимо устранить их и повторить контрольный подъем.

3.4.11. При подъеме необходимо следить, чтобы выдерживался зазор между баком и активной частью трансформатора.

3.4.12. Удерживать колокол от раскачки при подъеме и транспортировании необходимо веревками, прикрепленными к нему с разных сторон.

3.4.13. Стропку колокола следует производить за четыре грузоподъемных приспособления с соблюдением допустимых углов наклона строп к вертикали, указанных в габаритном чертеже трансформатора.

3.5. Требования безопасности при работе на активной части

3.5.1. При работе на активной части и внутри трансформатора следует соблюдать осторожность, так как незначительные повреждения и загрязнения изоляционных деталей или попадание внутрь посторонних предметов могут стать причиной развития неполадок при работе трансформатора.

3.5.2. Работы должны выполняться квалифицированными и опытными специалистами.

3.5.3. Одежда работающих специалистов должна быть чистой, без металлических застежек, а обувь — без металлических гвоздей. Карманы спецодежды должны быть очищены от посторонних предметов.

3.5.4. Количество применяемого инструмента и приспособлений должно быть учтено и проверено до начала и после окончания работ на активной части.

3.6. Требования к инструменту и приспособлениям

3.6.1. Перед началом ремонтных работ весь инструмент должен быть проверен на соответствие требованиям Государственных стандартов.

3.6.2. Не допускается к работе инструмент с повреждениями (выбоины, сколы) рабочих зон, с заусенцами и острыми ребрами на затылочной части и боковых гранях.

3.6.3. При работе зубилом, зачистной машинкой работающий обязан для защиты глаз надевать защитные очки.

3.6.4. Напильники, ножовки, отвертки должны иметь прочно насаженные ручки с бандажными кольцами.

3.6.5. Гаечные ключи следует подбирать строго по размерам. Рабочие поверхности зева ключей не должны быть сбиты и скошены.

3.7. Требования безопасности при производстве сварочных работ

3.7.1. При производстве электросварочных работ следует соблюдать меры безопасности против:

поражения электрическим током;

поражения органов зрения и кожного покрова излучением электрической дуги;

отравления вредными газами, парами и пылевидными окислами металла, выделяющимися при сварке (аэрозолями);

ожогов искрами и брызгами расплавленного металла, а также при прикосновении к горячим поверхностям.

3.7.2. Спецодежда должна надежно защищать кожный покров от искр и раскаленного металла, для защиты глаз и лица следует применять щиток с защитными стеклами.

3.7.3. Вблизи производства сварочных работ должен быть оборудован пост пожаротушения.

3.8. Требования к электроинструменту и пневмоинструменту

3.8.1. Перед началом работ с электроинструментом следует проверить:

отсутствие излома жил электропривода;

исправность заземления (сделать пробное включение).

3.8.2. При работе электроинструментом запрещается:

снимать защитный кожух;

держать за провод или рабочую часть инструмент, включенный в электросеть;

вставлять и вынимать рабочий орган до полного прекращения вращения двигателя;

удалять стружку руками;

работать на высоте с переносной лестницей (для этой цели должны сооружаться подмости или леса с ограждениями);

вносить внутрь металлических резервуаров (бак трансформатора) и в особо опасные помещения переносные трансформаторы и преобразователи частоты.

3.8.3. Требования к ручному светильнику следующие:

для переносных светильников должно применяться напряжение 36 В, а внутри оборудования (бак трансформатора, емкость для хранения масла и др.) — не выше 12 В;

светильники должны быть только заводского изготовления;

конструкция вилки не должна позволять включения ее в розетку электросети с напряжением более 36 В.

3.8.4. Работы с электроинструментом необходимо производить в резиновых перчатках, галошах или на резиновом коврике.

3.8.5. При работе с пневматическим инструментом необходимо соблюдать следующие требования:

работать следует только с использованием специальных защитных сетчатых очков;

шланги сжатого воздуха должны соответствовать рабочему давлению, прочно крепиться к инструменту с помощью ниппелей;

подачу воздуха следует осуществлять после установки инструмента в рабочее положение;

запрещается исправлять инструмент во время работы, касаться руками рабочей части;

при перерыве подачи воздуха или прекращении работы пневматический инструмент необходимо отключать от сети сжатого воздуха.

3.8.6. Запрещается оставлять без надзора механизированный инструмент с работающим двигателем, а также инструмент, присоединенный к электросети или сети сжатого воздуха. Не допускается во время работы натягивание и перегибание шлангов и кабелей питания инструмента. Не допускается пересечение их с канатами, электрическими кабелями и электросварочными проводами, находящимися под напряжением.

3.9. Требования к лестницам

3.9.1. Переносные лестницы должны иметь устройства, предотвращающие при работе возможность сдвига и опрокидывания. Нижние концы должны иметь оковки с острыми наконечниками или башмаки из резины или другого нескользящего материала. При необходимости верхние концы лестниц следует оборудовать специальными крюками.

Ступени деревянных лестниц должны быть врезаны в тетивы, которые через каждые 2 м должны скрепляться стяжными болтами.

3.9.2. Лестницы через каждые полгода необходимо испытывать статической нагрузкой 1200 H (120 кгс), приложенной к одной из ступеней в середине пролета.

3.9.3. При выполнении работ на лестницах необходимо соблюдать следующие требования:

не допускать подъем тяжестей, а также одновременный подъем и спуск по лестнице двух и более рабочих;

не выправлять положение лестницы толчками, находясь на ней;

в случае занятости обеих рук следует использовать предохранительный пояс, зацепив карабин за прочные конструкции;

запрещается выполнять работы с применением пневмоэлектроинструмента;

угол наклона лестницы к горизонту должен быть не менее 45° и не более 60°;

не допускать установку лестниц на посторонние предметы (ящики, бочки и т.п.).

3.10. Требования при производстве газопламенных работ

3.10.1. Использование сжиженных газов (пропан-бутановых смесей и др.) при газопламенной обработке материалов должно производиться в соответствии с требованиями действующих «Правил безопасности в газовом хозяйстве».

3.10.2. Перед началом газопламенных работ необходимо осмотреть рабочее место, убрать лишние предметы и легковоспламеняющиеся материалы.

3.10.3. Горелки, резаки, кислородные шланги, редукторы, вентили, водяные затворы и прочая аппаратура должна находиться в исправном состоянии.

3.10.4. Не допускается использование кислородных шлангов для подачи ацетилена и наоборот.

3.10.5. Длина рукавов не должна превышать 30 м.

3.10.6. Газоразборные посты должны быть размещены в закрываемых металлических вентилируемых шкафах с сигнально-предупредительными подписями:

на кислородных — «Кислород. Взрывоопасно»;

на ацетиленовых — «Ацетилен. Огнеопасно»;

других горючих газов — «Горючий газ. Огнеопасно».

3.10.7. При использовании газопламенных работ в замкнутых помещениях должна быть организована принудительная вентиляция рабочих мест.

3.10.8. При прекращении работы вентили на баллонах или газопроводах следует закрыть, выпустить газы из всех коммуникаций. Не допускается оставлять на баллонах маслянистую ветошь, так как загрязнение маслом баллонов может привести к их взрыву.

3.10.9. В рамповом помещении для баллонов с сжиженным газом должны быть предусмотрены огнетушители из расчета один огнетушитель на 10 баллонов. Снаружи, у входа, должны находиться ящик с песком, лопата и доска с противопожарным инвентарем.

3.11. Требования при производстве малярных работ

3.11.1. При производстве малярных работ в помещениях с применением пневматических аппаратов, а также быстросохнущих лакокрасочных материалов, содержащих летучие растворители, рабочие должны быть обеспечены противогазами и респираторами соответствующего типа и защитными очками.

3.11.2. Приготовлять составы для окраски и выполнять малярные работы в помещениях с применением составов, выделяющих вредные для здоровья людей летучие пары, необходимо при наличии вентиляции. При этом содержание газов, паров, пыли в рабочей зоне не должно превышать предельно допустимые концентрации вредных веществ.

3.11.3. Окраска внутренних поверхностей закрытых емкостей (резервуары и др.) должна производиться при освещении переносными светильниками на напряжение не более 12 В во взрывобезопасном исполнении.

3.11.4. В зоне применения нитрокрасок и других составов, образующих опасные летучие пары, запрещается курить, производить работы, связанные с использованием огня, а также вызывающие искрообразование.

3.11.5. Хранить лакокрасочные материалы и растворители допускается только в специально предназначенных для этих целей огнестойких зданиях.

3.12. Требования при работе с нефтепродуктами

3.12.1. Подготовка узлов трансформаторов к монтажу, очистка и промывка уайт-спиритом, бензином, керосином и другими очистителями должна производиться в помещениях, оборудованных вентиляцией. При выполнении указанных работ рабочие должны обеспечиваться средствами индивидуальной защиты органов дыхания и зрения (респираторами, противогазами).

3.12.2. Хранить бензин, керосин и др. следует в герметически закрытой таре (бочках, канистрах и пр.). Переносить разрешается только в алюминиевых, пластмассовых или оцинкованных сосудах с крышками.

3.12.3. При производстве работ запрещается:

работать в радиусе 25 м с открытым огнем, выполнять сварочные и другие работы, сопровождающиеся образованием искр;

работать в обуви, имеющей стальные гвозди или подковки; применять металлические лестницы и подмости.

3.12.4. При работе с трансформаторным маслом должны выполняться следующие требования:

стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть полностью заполнены маслом;

подача масла к оборудованию и слив из него должны осуществляться по маслопроводам, предварительно очищенным прокачкой горячего масла;

размещение маслоочистительной аппаратуры должно позволять обслуживающему персоналу свободный обход аппаратов со всех сторон;

расстояние от аппаратов до стен и других машин должно быть с трех сторон не менее 0,75 м, а со стороны управления — не менее 1,5 м;

в помещении маслоочистительных аппаратов должны быть вывешены инструкции о режиме их работы.

3.12.5. Помещения очистки масла, ремонта и сушки трансформаторов должны систематически убираться от легковоспламеняющихся материалов (использованной ветоши, стружки, бумаги и т.п.).

3.13. Требования безопасности и противопожарные мероприятия при сборке трансформатора

3.13.1. На проведение сварочных и паечных работ на маслонаполненном оборудовании или вблизи него производитель работ должен получить письменное разрешение пожарной охраны и обеспечить выполнение соответствующих противопожарных мероприятий.

3.13.2. Для выполнения работ внутри бака трансформатора допускаются только специально подготовленные рабочие и инженерно-технические работники. Одежда должна быть удобной для передвижения и защищать тело от перегрева и загрязнения маслом. Во избежание ушибов, порезов и ссадин работать внутри трансформатора необходимо в защитной каске, рукавицах и резиновых сапогах.

3.13.3. Для контроля за состоянием и действиями людей внутри трансформатора должен быть выделен наблюдающий, который обязан находиться возле входного люка на баке и постоянно поддерживать связь с работающими внутри людьми.

3.13.4. Освещение внутри трансформатора должно обеспечиваться переносными лампами на напряжение не более 12 В. Лампа должна иметь защитную сетку.

3.13.5. Аппаратура для проведения сварочных и паечных работ должна иметь надежную изоляцию и заземление.

3.13.6. При пайке отводов, шин во избежание воспламенения наложенной на них изоляции, последнюю необходимо покрывать асбестовым полотном или асбестовым шнуром на длине 100 мм толщиной не менее 30 мм. Для стекания расплавленного припоя необходимо установить защитный короб из картона и асбестового листа, который следует поддерживать во влажном состоянии.

3.13.7. Не допускается, во избежание ожогов парами воды, производить охлаждение деталей при пайке прямым смачиванием водой.

3.13.8. При производстве сварочных работ на трансформаторе с маслом необходимо, чтобы уровень масла в трансформаторе был выше места сварки на 200 — 250 мм. При сварке для уменьшения или устранения течи масла допускается создавать разряжение в надмасляном пространстве трансформатора. Не допускается производить сварку на трансформаторе без масла.

3.13.9. Запрещается производить сварочные работы на активной части трансформатора и на расстоянии менее 5 м от разгерметизированного трансформатора.

3.13.10. Сварочные работы в емкостях и узлах, в которых ранее было масло (расширителе, выхлопной трубе, термосифонном фильтре), необходимо производить при усиленной циркуляции воздуха через их внутренние полости. Перед сваркой промасленные поверхности необходимо обезжирить.

3.13.11. При выполнении сварочных работ на высоте (на лесах и технологических площадках) необходимо принять меры против загорания настилов и попадания расплавленного металла на находящихся внизу людей.

3.13.12. При производстве газосварочных работ запрещается разводить открытый огонь в пределах 10 м от кислородных и ацетиленовых баллонов; необходимо принять меры, исключающие контакт кислорода с маслом.

3.14. Требования безопасности при испытаниях трансформатора

3.14.1. Испытания должны производиться в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (М. Энергоиздат, 1982), «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (М. Энергоатомиздат, 1986), а также правилами техники безопасности, действующими на объекте.

3.14.2. Персонал, выполняющий работы по испытаниям трансформатора, должен быть годен по состоянию здоровья для работы в действующих электроустановках, знать правила по технике безопасности, иметь квалификационную группу и именное удостоверение по технике безопасности.

3.14.3. Руководитель бригады наладчиков обязан пройти общий инструктаж со стороны ответственного представителя эксплуатации, а затем провести вводный инструктаж для всего персонала бригады и индивидуальный производственный инструктаж на рабочем месте.

Факт проведения инструктажа зарегистрировать в журнале.

3.14.4. Для производства работ необходимо применять передвижные специально оборудованные испытательные установки (электролаборатории) или временные испытательные установки, собираемые на месте для проведения каждого испытания.

3.14.5. Передвижные испытательные установки необходимо оборудовать постоянными ограждениями, сигнализацией, блокировкой и другими приспособлениями, обеспечивающими производство работ в соответствии с правилами техники безопасности.

3.14.6. Допуск людей к месту проведения испытания должен быть ограничен, посторонние люди должны быть выведены из опасной зоны.

3.14.7. Не допускается производить испытания оборудования при наличии видимых дефектов и неудовлетворительных результатах предыдущих испытаний.

При испытаниях должны применяться только исправное оборудование и приборы.

3.14.8. Испытание трансформатора и комплектующих узлов выполнять только с разрешения руководителя работ по ремонту.

4. ПРИЕМКА В РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРА И ХРАНЕНИЕ РЕМОНТНОГО ФОНДА

4.1. Трансформатор сдавать в ремонт полностью в рабочем состоянии со всей технической, ремонтной и эксплуатационной документацией, а также с комплектом необходимых для ремонта запасных частей, деталей, материалов, инвентарной оснастки и оборудования для выполнения ремонта.

4.2. Запасные вводы хранить: сухие — в заводской упаковке, в сухом помещении; маслонаполненные — в отапливаемом помещении на специальных подставках в вертикальном положении заполненными сухим маслом.

4.3. Запасные охладители хранить в деревянной упаковке в сухом помещении, залитыми сухим маслом и герметично закрытыми.

4.4. Запасные маслонасосы системы охлаждения трансформатора хранить в заводской упаковке залитыми сухим маслом и герметично закрытыми.

4.5. Запасные вентиляторы системы охлаждения хранить в сухом помещении в заводской упаковке.

5. ДЕМОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРА НА ФУНДАМЕНТЕ, ПРЕДРЕМОНТНЫЕ ИСПЫТАНИЯ, ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРА НА МЕСТО РЕМОНТА

5.1. Отсоединить шины и спуски от отводов, силовые и контрольные кабели от двигателей и приборов, заземление трансформатора. Произвести частичный демонтаж противопожарной системы.

5.2. Произвести внешний осмотр трансформатора, выявить дефекты, имеющиеся места течей отметить мелом или керном. Составить ведомость дефектации.

5.3. Перекрыть вентили и задвижки между охладителями и баком трансформатора.

Слить масло из маслопроводов, отсоединить маслопроводы от трансформатора и установить на фланцах маслопроводов, задвижек и вентилей бака заглушки с маслоспускными пробками. Заполнить маслом все маслопроводы и охладители.

5.4. Очистить наружные поверхности контактных зажимов вводов от загрязнений.

5.5. Объем предремонтных испытаний должен состоять из: измерения сопротивления изоляции мегаомметром R60 и R15; измерения tgd изоляции обмоток; измерения сопротивления обмоток постоянному току; физико-химического анализа масла.

5.6. Произвести на всех рельсах разметку мест их сопряжения с катками кареток трансформатора, приподнять домкратами трансформатор со стороны расширителя, убрать с рельсов подкладки, обеспечивающие наклон трансформатора по оси расположения газового реле. Осмотреть каретки и катки, смазать оси катков. Опустить трансформатор на рельсы проверить надежность закрепления кареток к дну бака.

5.7. Закрепить блоки полиспаста за якорь и специальную конструкцию на трансформаторе для перемещения его по поперечной оси. Постепенно разматывая трос с барабана лебедки, пропустить его через оттяжной блок, зарядить полиспаст, закрепить конец троса за ушко в блоке и выбрать слабину в полиспасте. Тщательно проверить состояние кареток и путей перекатки.

5.8. Проверить стыки на крестовинах рельсовых путей, установить на стыках крестовин рельсовых путей вставки и закрепить их.

5.9. Перемещение трансформатора с фундамента на ремонтную площадку осуществлять следующим образом:

переместить трансформатор с фундамента на поворотную крестовину;

приподнять трансформатор на 150 мм, повернуть каретки на 90°, опустить трансформатор, закрепить каретки, переставить вставки в крестовинах, переставить полиспаст;

переместить трансформатор на 40 — 50 м и переставить полиспаст.

Операции поворота катков и перекатки по продольной и поперечной осям повторять по всему пути перекатки. Перекатывать трансформатор плавно, без рывков, со скоростью не превышающей 8 м/мин.

Тяговое усилие должно быть направлено по направлению оси рельсовых путей.

Примечания: 1. Подъем трансформатора с помощью гидродомкратов осуществлять плавно, контролируя по манометрам, установленным на этих домкратах, равномерность нагрузки на домкраты. Гидродомкраты устанавливать только в местах, указанных в технической документации трансформатора. Установленные гидродомкраты должны иметь предохранительные гайки на головках поршней. Соединительные шланги должны быть предварительно проверены и испытаны и не иметь перегибов.

2. Трансформаторы с навесными охладителями к месту ремонта следует перемещать с охладителями.

3. Трансформаторы с выносными охладителями к месту ремонта перемещать без охладителей.

4. В отдельных случаях допускается перемещать трансформатор в частично демонтированном виде.

5. Охладители к месту ремонта перемещать герметично закрытыми и заполненными сухим маслом.

6. РАЗБОРКА ТРАНСФОРМАТОРА

6.1. Произвести частичный слив масла из трансформатора (по уровень верхнего ярма магнитопровода).

6.2. Прогреть трансформатор до температуры 60 — 70 °С одним из методов нагрева, указанных в «РД 16363-87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» (М. СПО Союзтехэнерго, 1987).

Примечания: 1. Допускается производить разборку трансформатора на открытом воздухе в сухую и ясную погоду при относительной влажности воздуха до 85 % (приложение 3).

2. Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 5 °С и во всех случаях должна быть не ниже +10 °С.

3. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, проводимых при соблюдении п. 2 не должна превышать значений указанных в «Нормах испытания электрооборудования» (M. Атомиздат, 1978).

4. Началом вскрытия активной части трансформатора считается начало слива масла, а концом — начало вакуумирования.

5. В период осмотра и ремонта активной части, а также после ремонта до полной герметизации в целях предохранения активной части от увлажнения рекомендуется применять внутри бака продувку сухим подогретым воздухом.

6. Кратковременное вскрытие какой-либо заглушки до установки термометра для измерения температуры (при вынужденном прогреве) не учитывается при определении продолжительности пребывания активной части на воздухе.

6.3. Осмотреть трансформатор о замеченных дефектах сделать запись в ведомости дефектации.

6.4. Ознакомиться по габаритному чертежу трансформатора со схемами стропки вводов, бака и других узлов трансформатора.

6.5. Провести частичный слив масла с подсосом воздуха через технологический воздухоосушитель ниже фланца ввода.

6.6. Демонтировать газоотводные трубы, вентили, задвижки, расширитель, выхлопную трубу и клапаны с помощью ключей гаечных ГОСТ 2839-80. установить заглушки.

6.7. Установить и подключить установку «Суховей» для подачи подогретого и осушенного воздуха в бак трансформатора.

6.8. Демонтировать вводы:

у протяжных вводов отвернуть наконечник и ввернуть в наконечник отвода рым-болт, закрепить тросик за рым-болт для поддержания отвода при снятии ввода;

у вводов зажимного исполнения отсоединить внутри бака отвод обмотки от ввода;

все отводы подвязать к конструкциям активной части и произвести подчистку контактных соединений ввода с обмоткой напильником 2820-0021 ГОСТ 1465-80 ;

снятые изоляционные детали хранить в масле, исключив при этом возможные механические повреждения;

демонтаж герметичных вводов ГБМТ (с баками давления) производить вместе с баками давления, предохраняя соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба должен быть не менее 90 мм).

Во избежание повреждения фарфоровых покрышек вентиль между бачком давления и вводом должен быть открыт.

6.9. Слить масло в систему маслохозяйства.

6.10. Снять трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами (предварительно проверить зазоры между цилиндрами и активной частью, которые должны быть не менее 30 мм).

6.11. Узлы, имеющие наклонную ось, (трансформаторы тока, вводы и пр.) демонтировать с трансформатора с чередованием горизонтальных и вертикальных перемещений.

6.12. Снять вводы НН (низкого напряжения), отсоединив гибкие соединения через специальные люки, а также коробки вводов. Вводы, устанавливаемые в обойме, снимать вместе с обоймой.

6.13. Ввинтить до упора домкратные винты для фиксации переключающего устройства погружного типа, отсоединить крепление переключающего устройства к баку трансформатора.

6.14. Маркировать отводы, отсоединить их от переключателей напряжения и закрепить за активную часть. Проверить зазоры между деталями активной части (ярмовыми балками, активной сталью, отводами, креплениями и др.) и баком. Отсоединить внутри бака заземляющие шинки, распорные болты, расцепить валы переключающего устройства, предварительно нанеся риски на муфты сцепления, разобрать систему направленного движения масла (при наличии), отсоединить переключающее устройство.

6.15. Развинтить разъем бака, отпуская равномерно болты по периметру (развинчивание начинать с середины боковых сторон).

6.16. Выполнить стропку верхней части бака (колокола).

6.17. Поднять верхнюю часть бака на высоту 250 — 300 мм от разъема и выдержать для проверки отсутствия мест касания активной части, перекосов, неравномерности натяжения, исправности тормозов и других механизмов крана. Поднять верхнюю часть бака и установить на ремонтной площадке на деревянные брусья.

6.18. Установить вокруг активной части сборно-разборные стеллажи с перилами на уровне верхнего ярма магнитопровода.

7. РЕМОНТ АКТИВНОЙ ЧАСТИ ТРАНСФОРМАТОРА

7.1. Ремонт магнитопровода

7.1.1. Осмотреть ярмовые балки и прессующие винты. В случае значительной деформации консолей их необходимо демонтировать, отрихтовать, подварить, тщательно очистить, обезжирить и окрасить.

7.1.2. Проверить состояние прессовки магнитопровода. При удовлетворительной прессовке лезвие ножа не должно входить между пластинами от усилия руки.

7.1.3. Внешним осмотром выявить места перегревов, забоин и шлакообразований, состояние изоляции и схемы заземления магнитопровода.

Признаками местных перегревов служат цвета побежалости (изменение нормального цвета стали на желтый, фиолетовый, синий). Шлакообразования имеют вид черной спекшейся массы.

7.1.4. Восстановить в доступных местах разрушенную межлистовую изоляцию конденсаторной бумагой или путем пропитки бакелитовым лаком с помощью кисточки. Выправить забоины и удалить шлакообразования.

7.1.5. Проверить чистоту вентиляционных каналов в магнитной системе. Промыть струей горячего трансформаторного масла.

7.1.6. При шпилечной стяжке (рис. 3) измерить мегаомметром 3 сопротивление изоляции стяжных шпилек 2 верхнего и нижнего ярм относительно магнитной системы.

Рис. 3. Измерение изоляции прессующих устройств магнитопровода шпиличной конструкции:

1 — магнитопровод; 2 — стяжная шпилька; 3 — мегаомметр

Если сопротивление изоляции шпильки значительно ниже остальных или равно нулю, необходимо отвинтить гайки, извлечь шпильку из ярмового отверстия вместе с изолирующей бумажно-бакелитовой трубкой и осмотреть ее. Если трубка и шпилька имеют признаки перегрева (обугливание изоляция, наличие цветов побежалости, оплавление) и при осмотре отверстия в ярме обнаружено замыкание кромок пластин, то верхнее ярмо следует разобрать и при необходимости пластины переизолировать. Поврежденные бумажно-бакелитовые трубки следует заменить.

7.1.7. Шпильки, укомплектованные трубками, электрокартонными и стальными шайбами, вставить в отверстия ярм, навинтить гайки и равномерно затянуть с двух сторон.

7.1.8. Отделить заземляющую шинку.

Проверить сопротивление изоляции ярмовых балок относительно магнитной системы.

Если показатель качества изоляции соответствует нормам испытания, то заземляющую шинку установить на место.

Подпрессовать магнитопровод и для предотвращения ослабления гаек стяжных шпилек предохранить их от самоотвинчивания стопорными пластинами или кернением.

7.1.9. При обнаружении замыкания между заземленными частями конструкции магнигопровода при снятых шинках заземления устранить их путем создания зазора (не менее 8 мм по маслу) или прокладывания электрокартона толщиной более 3 мм в месте касания. При этом должны быть приняты меры, исключающие продавливание электрокартона. Электрокартонные прокладки надежно закрепить.

7.1.10. У магнитных систем бесшпилечной конструкции (рис. 4) ярма следует подпрессовывать подтяжкой гаек на внешних шпильках и полубандажах 1. Мегаомметром 8 необходимо проверить качество изоляции полубандажей 1 и подъемных пластин 3, расположенных вдоль стержней по отношению к активной стали.

Примечание. Значение сопротивления изоляции стяжных шпилек, полубандажей, ярм магнитопроводов и пр. измеренного мегаомметром на напряжение 2500 В при t = 10 °С не нормируется, но должно быть не менее 100 МОм.

7.2. Ремонт обмоток и изоляции

7.2.1. Осмотреть доступные части изоляции обмоток на отсутствие мест касания междуфазной изоляции с обмоткой и отводами (расстояние от междуфазной изоляции до прессующих колец и других заземленных частей должно быть не менее 30 мм). Осмотреть места касания, установить наличие следов электрических разрядов. Осмотреть крепление экранирующих витков. Проверить с помощью отвеса ОТ 50-1 ГОСТ 7948-80 вертикальность столбов прокладок (отклонения допустимы в пределах ±5 мм от вертикальной оси прокладок). При отклонениях выше допустимых, их необходимо устранить.

Рис. 4. Измерение изоляции прессующих устройств магнитопровода бесшпиличной конструкции:

1 — полубандаж; 2 — электрокартонная прокладка; 3 — подъемная пластина; 4 — ярмовая балка; 5 — прессующий винт; 6 — прессующее кольцо; 7 — стеклобандаж; 8 — мегаомметр

7.2.2. Определить механическую прочность изоляции следующим образом: отобрать 1 — 2 образца витковой и главной изоляции. Расщепить полосы из электрокартона на слои не более 0,5 мм по толщине, завернуть в фильтровальную бумагу и выдержать образцы в течение 8 — 10 ч при относительной влажности 70 — 80 %.

По условной балльной классификации, установленной практической эксплуатации:

1-й класс — изоляция эластичная; при полном сгибе вдвое изоляция не ломается;

2-й класс — изоляция твердая; при полном сгибе вдвое образуются трещины;

3-й класс — изоляция хрупкая; при полном сгибе изоляция ломается;

4-й класс — изоляция ветхая; при сгибе до прямого угла изоляция ломается.

При 4-м классе изоляции обмоток для обеспечения надежной работы трансформатора принять меры по замене изоляции обмоток.

7.2.3. Спрессовать обмотки гидравлическими домкратами.

7.2.3.1. Провести подготовительные работы:

установить требуемое количество рабочих цилиндров на каждое прессующее кольцо, располагая их около прессующих винтов по окружности;

собрать схему гидравлической опрессовки, закачать в систему масло и выпустить воздух. Во избежание перекосов гидравлических домкратов необходимо следить, чтобы поверхности поршней и корпусов домкратов соприкасались с опорными поверхностями прессующих колец по всей плоскости;

создать в системе с помощью насоса давление равное расчетному (приложение 4). Расчет усилия и значения давления по манометру при опрессовке обмоток трансформатора производить согласно местной инструкции по запрессовке.

7.2.3.2. Опрессовку обмоток проводить одновременно на трех стержнях, при этом следует спрессовывать однотипные обмотки, одного класса напряжения.

Примечания: 1. Когда опрессовка обмоток одновременно на трех стержнях невозможна из-за отсутствия оснастки, допускается выполнять опрессовку обмоток поочередно на отдельных стержнях в указанной последовательности: крайний стержень; второй крайний стержень; средний стержень.

2. В однофазном трансформаторе в первую очередь следует спрессовывать обмотку на главном стержне, а затем на вспомогательном.

3. Если на заводском чертеже нет специальных указаний об очередности опрессовки обмоток на стержне, то необходимо соблюдать следующую очередность: первыми спрессовывать обмотки, имеющие большее (общее на всю обмотку) усилие опрессовки; последними — обмотки с наименьшим (общим на всю обмотку) усилием опрессовки. Если две или несколько обмоток на одном стержне магнитопровода должны иметь одинаковое усилие опрессовки, то в первую очередь спрессовывать обмотку, которая расположена первой от стержня.

7.2.3.3. Первый способ опрессовки обмоток заключается в следующем:

отвинтить контргайки на нажимных винтах, определить очередность опрессовки обмоток;

установить гидравлические домкраты на прессующие кольца, количество их должно быть равным количеству нажимных винтов;

расположить домкраты на прессующем кольце в непосредственной близости от нажимных винтов, как указано на рис. 5;

выбрать зазор между поршнем гидравлического домкрата и ярмовой балкой с помощью изоляционных прокладок;

определить по заводскому чертежу значение усилия опрессовки обмотки на один винт, установить соответствующее выбранному усилию давление масла в гидравлической системе (см. приложение 2);

спрессовать обмотки с заданным по чертежу усилием, выдержать неизменным давление 2 — 3 мин;

довернуть ключом нажимные винты до упора в прессующее кольцо;

сбросить давление в системе гидравлических домкратов до нуля. Переставить домкраты к другим обмоткам;

выполнить опрессовку других обмоток, соблюдая последовательность, указанную выше. Контроль усилий опрессовки осуществлять по показанию манометра в процессе опрессовки.

Примечания: 1. Если высота выхода поршня гидравлического домкрата не позволяет спрессовать обмотку за один прием (высота усадки обмотки больше, чем допустимая высота выхода поршня), то опрессовку следует выполнить в два или несколько приемов.

2. Установку гидравлических домкратов и доворачивание винтов стандартными рожковыми ключами выполнять с временных стеллажей.

7.2.3.4. Второй способ опрессовки обмоток заключается в следующем:

установить по заводскому чертежу значение усилия опрессовки обмотки на один винт, по приложению 4. Определить соответствующие выбранному усилию давление масла в гидравлической системе;

Рис. 5. Схема установки домкрата:

1 — прессующее кольцо; 2 — подкладка нажимного винта; 3 — ось нажимного винта; 4 — гидродомкрат

определить очередность опрессовки обмоток. Установить на прессующее кольцо обмотки два гидравлических домкрата (по одному с двух диаметрально противоположных сторон);

расположить гидравлические домкраты на прессующем кольце в непосредственной близости от нажимных винтов, как указано на рис. 5;

отвинтить контргайки на нажимных винтах;

выбрать прокладками зазор между поршнем гидравлического домкрата и консолью, как указано на рис. 6. При выборе зазора использовать специальную прокладку с выдвижным штоком для осаживания обмоток (рис. 6);

спрессовать обмотки с усилием, заданным в чертеже на один нажимной винт. При опрессовке следить, чтобы усадка обмотки в зоне установки гидравлического домкрата за один прием опрессовки не превышала 10 мм. Значение усадки определить по количеству оборотов освободившегося от нагрузки нажимного винта (при доворачивании его до упора), умноженному на шаг резьбы винта;

Рис. 6. Схема опрессовки обмотки гидродомкратами:

1 — консоль; 2 — специальная прокладка; 3 — гидравлический домкрат; 4 — прокладка из электрокартона; 5 — прессующее кольцо; 6 — обмотка

Рис. 7. Прокладки для опрессовки обмоток:

а — цельная; б — с подвижным штоком

при достижении заданного давления выдержать его 2 — 3 мин. Довернуть ключом режимные винты (два на фазу, возле которых установлены гидравлические домкраты) до упора в прессующее кольцо;

сбросить давление в системе гидравлических домкратов до нуля. Переставить гидравлические домкраты к другим двум диаметрально противоположным винтам;

поочередной перестановкой гидравлических домкратов выполнить опрессовку обмотки в зоне других нажимных винтов этой обмотки соблюдая последовательность операций, указанную в п. 7.2.3.4.

Примечания: 1. Если при опрессовке усадка обмотки в зоне установки гидравлического домкрата превышает 10 мм, опрессовку обмоток до получения заданного усилия выполнить в два или несколько приемов. При выполнении опрессовки соблюдать последовательность работ, но при этом усилие, создаваемое гидравлическим домкратом, ограничить до значения, которое обеспечит усадку обмотки в зоне установки гидравлических домкратов до 10 мм.

2. Установка гидравлических домкратов и доворачивание нажимных винтов при выполнении опрессовки обмоток вторым способом выполняются с приставных лестниц при производстве работ внутри бака трансформатора и со стеллажей при установке гидравлических домкратов через открытые люки.

3. Опрессовку обмоток гидравлическими домкратами производить от обмотки с большими усилиями к обмотке с меньшими усилиями опрессовки.

4. Для предотвращения разрывов шлангов при работе необходимо следить, чтобы радиус изгиба шлангов высокого давления был не менее 90 мм.

5. При опрессовке обмоток руководствоваться указаниями чертежей в отношении допусков на осевые отклонения размеров обмоток.

6. Перед опрессовкой обмоток убедиться в целостности и прочности поддомкратных прокладок.

7.2.4. Проверить целостность креплений отводов. Поврежденные детали заменить новыми, предварительно просушенными не менее 48 ч при температуре 100 — 105 °С при остаточном давлении 667 Па (5 мм рт. ст.) и пропитанными маслом под вакуумом при температуре 50 °С.

Проверить состояние паек контактных соединений. При обнаружении потемнения изоляции в местах паек необходимо изоляцию срезать на конус (длина конуса должна составлять не менее десятикратной толщины изоляции) проверить состояние пайки. При необходимости соединение перепаять, изолировать место пайки новой изоляцией (бумагой, лакотканью).

Проверить затяжку гаек крепления и при необходимости затянуть крепеж несущей отводы конструкции и разъемные соединения на отводах. После затяжки крепежа гайки и болты предохранить от самоотвинчивания.

Проверить расстояния между отводами и от отводов до заземленных частей в соответствии с чертежами. При обнаружении несоответствий чертежу дефекты необходимо устранить.

7.2.5. Проверить соответствие схемы заземления чертежу, а также состояние заземляющих шинок и качество их установки. При наличии подгаров шинок, установить причину и устранить подгары. Шинки с надрывами должны быть заменены шинками, пролуженными оловянистым припоем и имеющими такое же сечение. Все шинки заземления заизолировать предварительно просушенной лакотканью и одним слоем киперной ленты вполуперекрытие.

Примечание. Шинки заземления прессующих колец не укорачивать.

7.2.6. Проверить отсутствие замыканий между прессующими кольцами (при раздельной прессовке), а также между прессующими кольцами и активной сталью, отсутствие касаний краев изоляционных цилиндров и реек прессующих колец, проверить правильность и надежность установки заземлений.

7.2.7. Осмотреть состояние бакелитовых цилиндров. Проверить надежность их крепления.

В случае обнаружения на торце цилиндра небольших расслоений или трещин, ликвидировать их с помощью шпатлевки КФ-003.

При наличии значительных дефектов цилиндры следует заменить.

7.2.8. Проверить состояние экранов вводов и боковых ярем, крепление реек изоляционных барьеров и экранов. Ослабленные крепления подтянуть (при необходимости просверлить в экранах новые отверстия и закрепить экраны).

7.3. Ремонт переключающих устройств

7.3.1. Ремонт переключающих устройств с ПБВ (переключение без возбуждения) (рис. 8) производится следующим образом.

7.3.1.1. При разборке трансформатора переключатель отсоединись от привода, освобождая верхнюю муфту, соединяющую вал привода 3 со штангой привода 4.

7.3.1.2. После обеспечения доступа к переключателю проверить состояние контактных колец 12 и контактного стержня 10. Шлам или пленку, образовавшуюся на контактах, удалять с помощью ветоши, смоченной в бензине. Небольшие оплавления зачистить мелкой шлифовальной шкуркой. Зачистку производить осторожно, так как контакты имеют никелевое покрытие толщиной около 20 мкм. При обнаружении оплавлений выяснить причину их появления и устранить ее.

Если переключатель не заменяется, контакты развернуть так, чтобы поврежденные части не контактировали.

Нажатием руки проверить упругость пружин контактных колец 12 (величину контактного нажатия следует измерить динамометром). Усилие, развиваемое контактными пружинами, должно быть в пределах 20 — 50 Н (2 — 5 кгс).

7.3.1.3. Очистить от шлама кистью и чистой ветошью, смоченной в масле, изоляционные диски 9, втулки, цилиндры 7, 8 и 13.

7.3.1.4. Проверить надежность крепления переключателя к деревянным стойкам 6 и стоек к ярмовым балкам 5.

7.3.1.5. Произвести прогонку устройства с первого до последнего положения и обратно 5 — 10 раз для снятия окислов с контактов переключателя.


7.3.1.6. После окончания работ и заливки трансформатора маслом проверить герметичность уплотнения привода с крышкой (стенкой) бака.

В случае течи масла заменить сальниковую набивку в верхнем фланце привода и (или) резиновую прокладку под фланцем.

7.3.2. Ремонт переключающих устройств с РПН (регулирование под нагрузкой) (рис. 9) производится следующим образом.

Рис. 8. Схема установки переключающего устройства ПБВ:

1 — колпак привода; 2 — крышка бака; 3 — вал привода; 4 — штанга привода; 5 — ярмовая балка; 6 — стойка; 7 — длинный бумажно-бакелитовый цилиндр; 8 — защитный бумажно-бакелитовый цилиндр; 9 — гетинаксовый диск; 10 — контактный стержень; 11 — кабель; 12 — контактные кольца; 13 — короткий цилиндр

7.3.2.1. После отключения трансформатора до слива масла необходимо осмотреть части переключающего устройства: (крышку) контактор 4, газоотводящую систему контактора с газовым реле и расширителем, маслоуказатель контактора и маслорасширителя (с целью определения течей масла), целостность диафрагмы (мембраны) защитного устройства бака контактора. В случае обнаружения неисправностей выяснить причину течей или изменения уровня масла и отметить мелом места течей для устранения их в процессе ремонта. Проверить цвет силикагеля в воздухоосушителе контактора (при наличии осушителя) и при необходимости заменить силикагель.

7.3.2.2. Произвести прогонку устройства от начального до конечного положения и обратно 6 — 10 раз для снятия окислов с контактов. Для устройств SАV, SCV, SDV дополнительно сделать 100 переключений:

Рис. 9. Схема установки переключающего устройства РПН:

1 — привод; 2 — нониусная муфта; 3 — вертикальный карданный вал; 4 — контактор; 5 — горизонтальный вал; 6 — избиратель

с предизбирателем G19 или реверсором W19 на положениях 11-8-11;

с предизбирателем G23 или реверсором W23 на положениях 13-10-13;

с предизбирателем G27 или реверсором W27 на положениях 15-12-15.

7.3.2.3. Взять пробу масла из бака контактора для определения качества его. Масло подлежит замене, если параметры его не соответствует указанным в табл. 1.

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 SАV, 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.

Рис. 10. Схема установки переключающего устройства РПН погружного типа:

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

7.3.2.7. Проверить состояние контактов. Замену контактов производить в следующих случаях. Если подвижные дугогасительные контакты устройств РНО (Т)-13, PHO(T)-21, PHO-17, РНО(Т)-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 и неподвижные устройств РНО(Т)-13, РНО(Т)-21 обгорели до толщины 7 мм, а неподвижные дугогасительные контакты устройств PHO-17, РНО-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 до толщины 24 мм, они подлежат замене.

В устройствах РНОА вспомогательные и дугогасительные контакты 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 SАV, SCV, SDV замену дугогасительных контактов произвести тогда, когда вольфрамовая контактная накладка будет иметь толщину менее 1 м.

Во всех остальных случаях провести ремонт контактов, заключающийся в запиливании главных контактов с целью получения определенного соотношения медной и металлокерамической части (для ПУ типа PC) или в зачистке контактов с целью удаления заусениц, 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 — 54 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 SАV, 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, SАV, 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 A — 90 — 110 H (9 — 11 кГс типа РНО СРНТ) — 50 — 60 Н (5 — 6 кГс);

в ПУ типа SAV, SCV, 5DV: 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. После сборки трансформатора и присоединения ПУ к трансформатору и приводу произвести прокрутку ПУ вручную по всему диапазону на отсутствие заеданий и снять осциллограмму действия контактов

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 SАV, 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 ТУ 25-04-2131-76;

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 съемную часть бака на поддон бака. При установке пользоваться направляющими оправками, располагающимися по всему периметру разъема. Завинтить болты разъема, затягивая болты равномерно и одновременно с двух диаметрально противоположных сторон. Затяжку можно считать оконченной, если прокладка зажата до 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:

при установке вводов 500 — 1150 кВ закрепить на вводе трансформатор тока и бакелитовый цилиндр, предварительно проверить правильность расположения выреза в бакелитовом цилиндре относительно отвода. Подсоединить отвод к вводу внутри бака, предварительно надев экран на контактную шпильку и пропустив в экран через боковое отверстие отвод. Установить окончательно ввод, завинтить болты разъема, закрепить экран гайкой к вводу, надеть на контактную шпильку ввода наконечник отвода и закрепить его гайками, используя специальный набор ключей;

при установке маслонаполненных протяжных вводов ввернуть рым-болт с тросиком в наконечник отвода, пропустить тросик через токоведущую трубу ввода и отводной блок, устанавливаемый на крюке крана. При установке вводов постепенно с помощью прикрепленного к наконечнику отвода тросика 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 отбор и определение влагосодержания твердой изоляции по ГОСТ 1594-69 .

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 10 мин.

4. Упакованные образцы изоляции можно транспортировать и хранить не более 7 сут.

5. При установке вводов перемещение отводов обмоток контролировать через специальные люки на баке трансформатора.

6. Манометры и соединительные трубки желательно закрепить на отдельной стойке в соответствии с заранее согласованной тросировкой.

7. При установке наклонных вводов на баке трансформатора последовательно чередовать горизонтальные и вертикальные перемещения.

8. При установке новых вводов скорректировать узлы отводов обмоток.

8.6. Подсоединить к баку маслосистему и вакуум-систему, соединить маслонаполненные вводы с баком трансформатора. Установить временный маслоуказатель для контроля уровня залитого в трансформатор масла.

8.7. Проверить герметичность бака, для чего включить вакуумный насос, открыть вентиль вакуум-провода на крышке бака трансформатора, равномерно ступенями по 0,013 МПа (0,13 кг/см 2 ) 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 установить, изменение давления внутри бака.

Трансформатор считается герметичным, если остаточное давление в нем увеличится не более чем на 665 Па (5 мм рт. ст.). При большем давлении определить место натекания и устранить дефект. Перед заполнением трансформатора маслом произвести вакуумирование при остаточном давлении 665 Па (5 мм рт. ст.). Для трансформаторов 110 — 150 кВ — в течение 2 ч; трансформаторов 220 — 1150 кВ — в течение 20 ч.

Примечание. Для баков трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум, допустимое значение остаточного давления приводится в сопроводительной технической документации. При отсутствии таких данных остаточное давление для трансформаторов 110 — 220 кВ устанавливается 0,054 МПа (410 мм рт. ст.).

8.8. Заполнить трансформатор маслом, удовлетворяющим требованиям разд. 21. Заполнение производить со скоростью не более 3 т/ч при остаточном давлении не более 665 Па (5 мм рт.ст.). Температура заполняемого масла должна быть: для трансформаторов напряжением 110 — 150 кВ — не ниже 10 °С; для трансформаторов напряжением 220 — 1150 кВ — 45 — 60 °С.

Прекратить заполнение, когда уровень масла в баке достигнет уровня ниже крышки бака на 150 — 200 мм.

После заполнения выдержать под вакуумом: трансформаторы напряжением 110 — 150 кВ — в течение 6 ч; трансформаторы напряжением 220 — 1150 кВ — в течение 10 ч.

Снять вакуум и пропитать активную часть маслом при атмосферном давлении: трансформаторов напряжением 110 — 150 кВ — в течение 3 ч; трансформаторов напряжением 220 — 1150 кВ — в течение 5 ч.

Примечания: 1. Снимать вакуум необходимо постепенно с подачей воздуха в бак трансформатора через силикагелевый воздухоосушитель.

2. В целях дегазации масла при одновременном заполнении бака следует применять установку УВМ-2.

8.9. Установить расширитель, выхлопную трубу и газоотводящую систему. Собрать и подсоединить систему масляной защиты к расширителю. Установить приборы газовой защиты и сигнализации. Произвести доливку масла в трансформатор через расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя.

8.10. Испытать бак трансформатора избыточным давлением 0,6 м столба масла над расширителем в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С.

8.11. В случае обнаружения течей масла места течей подварить электросваркой.

8.12. Провести испытания трансформатора после капитального ремонта в соответствии с требованиями «Норм испытаний электрооборудования», ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы (автотрансформаторы) силовые. Общие технические требования», ГОСТ 1516.1-76 и ГОСТ 1516.2-76. Для трансформаторов класса напряжения 330 кВ и выше, мощностью 200 МВ?А и более желательно: определение влагосодержания, Uпр. tgd, хромотографический анализ масла и проведение опыта короткого замыкания обмоток трансформатора.

8.13. Приемочные и сдаточные испытания проводить при температуре верхних слоев масла в трансформаторе не ниже 50 — 60 °С.

8.14. Характеристики изоляции измерять при температуре не менее нижнего значения, записанного в паспорте трансформатора.

8.15. Для обеспечения необходимой температуры трансформатор следует нагреть до температуры, превышающей требуемую на 10 °С. Характеристики изоляции необходимо измрять на спаде температуры при отклонении ее от требуемого значения не более чем на 5 °С.

Примечание. Нагрев трансформатора следует проводить одним из методов нагрева, указанных в РД 16363-87.

9. ПОДСУШКА, СУШКА ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРА

9.1. Подсушку твердой изоляции трансформатора проводить в следующих случаях:

при появлении признаков увлажнения твердой изоляции, установленных измерениями по ГОСТ 1594-69 ;

при продолжительности пребывания активной части трансформатора превышающей:

для трансформаторов напряжением до 35 кВ:

24 ч при относительной влажности до 75 %

16 ч при относительной влажности до 85 %

для трансформаторов напряжением 110 — 500 кВ:

16 ч при относительной влажности до 75 %

10 ч при относительной влажности до 85 %

если характеристики изоляции, измеренные при капитальном ремонте, не соответствуют нормам испытания электрооборудования.

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 норм испытания электрооборудования;

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. Для трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум, подсушку следует проводить с использованием установки «Иней» или методом термодиффузии с использованием маслонагревателей или установки УВМ-2.

9.4. Сушку твердой изоляции трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум, проводить методом разбрызгивания нагретого масла.

9.5. Сушку изоляции трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, следует проводить с использованием индукционного метода нагрева.

Определение параметров индукционной обмотки для прогрева трансформатора следует проводить согласно приложению 5.

Примечание. Описание процессов подсушки, сушки трансформатора, с указанием оборудования для нагрева и вакуумирования приведено в РД 16363-87.

10. РЕМОНТ ОСНОВНЫХ НАРУЖНЫХ УЗЛОВ ТРАНСФОРМАТОРА

10.1. Ремонт бака

10.1.1. Установить бак трансформатора с наклоном 1,5 — 2 % в сторону сливного отверстия на дне бака.

10.1.2. Отвинтить пробку для слива масла на дне бака и слить остатки масла в сливную емкость.

10.1.3. Очистить наружную и внутреннюю поверхности бака от загрязнений и ржавчины, протереть насухо ветошью, смоченной уайт-спиритом.

10.1.4. Проверить визуально состояние сварных швов.

10.1.5. Заварить обнаруженные места дефектов сварных швов: трещины, поры, подрезы. Исправить деформированные ребра жесткости.

10.1.6. Зачистить места сварки от сварочных брызг и шлака металлическими щетками.

10.1.7. Проверить качество подварки сварных швов. Для этого смочить места подварки изнутри бака керосином, а с противоположной стороны покрыть мелом.

Отсутствие пятен на забеленной поверхности указывает на удовлетворительную маслоплотность сварного шва.

10.1.8. Затянуть и предохранить от самоотвинчивания крепление магнитных шунтов.

10.1.9. Проверить и восстановить поврежденную резьбу отверстий гнезд, люков.

Проверить состояние упорного бортика на разъеме бака, устранить в случае необходимости его неисправности.

10.1.10. Очистить поверхности, подлежащие окраске, от загрязнений ветошью, смоченной уайт-спиритом, обдуть сжатым воздухом.

10.1.11. Покрыть подготовленные к окраске поверхности бака грунтом ФЛ-03К или ГФ-020 ровным слоем без наплывов с помощью пульверизатора. Наружную загрунтованную поверхность бака покрыть эмалью ПФ-115 (серая).

Соприкосновение окрашенных участков с маслом допускается не ранее чем через 24 ч после окончания сушки.

10.1.12. После сборки трансформатора необходимо провести испытание бака на плотность избыточным давлением по одному из следующих способов:

столбом масла (трансформатора, залитого маслом);

давлением сухого воздуха или азота, нагнетаемого под крышку трансформатора (залитого маслом);

давлением сухого воздуха или азота, нагнетаемого под крышку трансформатора (не залитого маслом);

подкачкой масла в бак трансформатора (не залитого маслом и герметичного).

Для испытания столбом масла на крышке или на расширителе трансформатора необходимо установить трубу, нижний конец которого соединить с полостью бака, а верхний заполнить маслом до соответствующего уровня, указанного в заводской документации и технических условиях на отдельные виды трансформаторов.

10.2. Ремонт расширителя

10.2.1. Отсоединить расширитель 5 (рис. 11) от предохранительной трубы 4 с ее патрубком 3 от патрубка 10, соединяющего с крышкой и снять расширитель с крышки бака 7.

10.2.2. Очистить внутренние и внешние поверхности от загрязнений и ржавчины. Для более эффективного отделения ржавчины на внутренней поверхности расширителя допускается простукивание деревянным молотком по внешней поверхности.

Внутренние поверхности расширителей больших диаметров следует очищать металлическими щетками и скребками через открытые люки и донышки.

Внутренние поверхности расширителей малых диаметров (диаметр 250 — 310) следует очищать цепью пропущенной через фланец воздухоосушителя. Расширитель при этом необходимо встряхивать.

Для расширителей малых диаметров допускается срезка одного дна газовой резкой, очистка внутренней поверхности металлическими щетками с последующей заваркой дна газовой сваркой или электросваркой.

10.2.3. Протереть очищенные поверхности расширителя ветошью, смоченной керосином (уайт-спиритом).

10.2.4. Заглушить расширитель и испытать на маслоплотность избыточным давлением воздуха (наружные швы промазать мыльным раствором, отметить мелом места течей, снять давление).

10.2.5. Подварить места течей электросваркой.

10.2.6. Зачистить и обезжирить наружную поверхность расширителя.

10.2.7. Окрасить внутреннюю поверхность расширителя грунтовкой ФЛ-03К или ГФ-020, а наружную — эмалью ПФ-115 (серой).

10.2.8. Заполнить расширитель сухим трансформаторным маслом до уровня верхней отметки маслоуказателя и выдержать в таком состоянии в течение 3 ч. При обнаружении мест течей масла устранить причину неплотностей (подтянуть уплотнения или подварить сварные швы) и повторить испытание.

Рис. 11. Расширитель трансформатора:

1 — кран; 2 — фланец; 3 — труба; 4 — труба предохранительная; 5 — расширитель; 6 — патрубок; 7 — крышка бака; 8 — кронштейн; 9 — реле газовое; 10 — патрубок

11. РЕМОНТ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

11.1. Ремонт предохранительного клапана (рис. 12)

11.1.1. Снять предохранительный клапан с бака, очистить наружную поверхность корпуса 2 от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

11.1.2. Снять крышку 7 и манжету 6.

11.1.3. Осмотреть и проверить все соединения и пружины клапана. При обнаружении дефектов в соединениях, нарушений целостности пружин или обнаружении на них раковин клапан подлежит замене. Ремонт и регулировка механизма не разрешается.

Рис. 12. Предохранительный клапан:

1 — боковая крышка; 2 — корпус; 3 — рычаг; 4 -фланец; 5 — уплотнительный диск; 6 — манжета; 7 — крышка; 8 — болт

Рис. 13. Отсечной клапан:

1 — корпус; 2 — клапан; 3 — тяга; 4 — пружина; 5 — выводы; 6 — плита; 7 — кожух; 8 — пробка; 9 — кнопка; 10 — диск; 11 — стакан; 12 — вилка; 13 — электромагнит

11.1.4. Заменить и установить манжету 6, предварительно смазав ее трансформаторным маслом.

11.1.5. Установить клапан на бак трансформатора.

11.2. Ремонт отсечного клапана (рис. 13)

11.2.1. Снять отсечной клапан с бака, очистить наружную поверхность корпуса 1 от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

11.2.2. Вывернуть пробку 8 из корпуса 1 и слить масло.

11.2.3. Снять кожух 7.

11.2.4. Проверить состояние и крепление соединительных проводов, кнопки 9 и электромагнита 13.

11.2.5. Измерить сопротивление изоляции обмотки.

11.2.6. Исправить вмятины и срывы резьб на токоведущих шпильках. Подтянуть при необходимости резьбовые соединения.

11.2.7. Собрать отсечной клапан. Установить и закрепить кожух. Завернуть и уплотнить сливную пробку. Заменить уплотняющую резину на новую.

11.2.8. Подсоединить вводы и подать напряжение к обмотке электромагнита. Проверить срабатывание клапана по сигнальной лампе и звуковому сигналу (в положении «закрыто» лампа и сигнал должны быть включены).

11.2.9. Взвести отсечной клапан в положение «открыто» вручную с помощью стакана 11 и установить стакан на свое место.

11.3. Ремонт предохранительной трубы (рис. 14)

11.3.1. Отсоединить трубу от маслопровода и крышки трансформатора.

11.3.2. Очистить наружную поверхность предохранительной трубы от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

11.3.3. Испытать предохранительную трубу на маслоплотность избыточным давлением воздуха 0,03 МПа (0,3 кг/см 2 ) и мыльным раствором.

Рис. 14. Предохранительная труба:

1, 5, 7, 9 — фланец; 2 — корпус; 3 — диафрагма; 4 — болт; 6 — диск стеклянный; 8 — упорное кольцо; 10 — прокладка торцевая; 11 — прокладка торцевая; 11 — прокладка резиновая

11.3.4. Определить места течей и отметить их мелом.

11.3.5. Снять фланец 7, прокладки 10, 11, диск стеклянный 6.

11.3.6. Удалить остатки масла и протереть внутренние поверхности выхлопной трубы ветошью, смоченной уайт-спиритом. Продуть трубу сжатым воздухом.

11.3.7. Подварить места течей электросваркой.

Очистить сварные швы и околошовную зону от сварочных брызг и шлака.

11.3.8. Проверить сварные швы на маслоплотность керосином.

11.3.9. Протереть поверхности трубы ветошью, смоченной уайт-спиритом, обдуть сухим сжатым воздухом.

11.3.10. Окрасить предохранительную трубу.

11.3.11. Установить на трубу прокладки 10, 11, диск стеклянный 6, фланец 7, уплотнить и заглушить фланец 5 (стеклянная диафрагма должна быть прозрачной, без сколов, царапин и трещин). Резиновые прокладки заменить.

11.3.12. Установить предохранительную трубу вертикально диафрагмой вниз. Залить сухое трансформаторное масло до уровня 150 — 200 мм от верхнего фланца и выдержать в течение 1 ч.

При обнаружении утечек масла, устранить причину неплотности, испытание повторить.

11.4. Ремонт реле давления (рис. 15)

11.4.1. Снять реле давления с бака трансформатора или с переключающего устройства и очистить наружную поверхность от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

11.4.2. Отвернуть болты, снять стеклянный диск 10 и уплотняющие резиновые шайбы 11, снять колпак 2.

11.4.3. Проверить работу реле:

деревянным бруском сверху нажать на головку бойка, тем самым сжать рабочую пружину 9. При достижении бойком 4 крайнего нижнего положения повернуть защелку 5. Снять давление.

11.4.4. Заменить резиновые шайбы, установить стеклянный диск, колпак.

11.4.5. Установить реле давления на трансформатор.

11.5. Ремонт газового реле (реле Бухгольца) (рис. 16 и рис. 17)

11.5.1. Снять газовые реле с трансформатора, очистить наружную поверхность от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

11.5.2. Проверить действие рабочих элементов с помощью контрольного клавиша 7 (см. рис. 17). При нажатии на клавиш должны опускаться вначале верхний поплавок 1 (см. рис. 16), а затем нижний поплавок 4. При этом должны срабатывать электрические контакты вначале верхнего, а затем нижнего рабочих элементов.

Рис. 15. Реле давления:

1 — кожух; 2 — колпак; 3 — корпус ударного механизма; 4 — боек; 5 — защелка; 6 — ось; 7 — сильфон; 8 — выключатель; 9 — пружина; 10 — стеклянный диск; 11 — уплотняющие резиновые шайбы

Рис. 16. Общий вид газового реле:

1 — верхний поплавок; 2 — постоянный магнит; 3 — клапан; 4 — нижний поплавок; 5, переключающие лампы; 7 — зажимы подключения

Рис. 17. Схема проверки газового реле:

1 — пробный кран; 2 — узел подсоединения кабеля; 3 — крышка; 4 — крышка смотровая; 5 — фланец; 6 — смотровые стекла; 7 — контрольный клавиш

Рис. 18. Защитное реле:

а — общий вид; б — схема устройства;

1 — корпус; 2 — пробка; 3 — смотровое окно; 4 — коробка выводов; 5 — контрольная кнопка; 6 — клапан; 7 — противовес; 8 — регулировочный винт; 9 — магнит; 10 — магнитоуправляемый контакт

Работу поплавков следует контролировать через смотровые стекла 6 (см. рис. 17) в корпусе реле, а срабатывание электрических контактов — с помощью лампочки или других приборов.

11.6. Ремонт защитного реле РГ-25/10 (рис. 18)

11.6.1. Снять защитное реле с трансформатора, очистить наружную поверхность от загрязнений и ржавчины протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

11.6.2. Проверить работу его отключающего элемента с помощью контрольной кнопки 5.

При нажатии на кнопку до упора отключающий элемент отклоняется, замыкая электрический контакт. При отпускании кнопки он возвращается в исходное положение.

Контроль за положением рабочего элемента необходимо осуществлять через смотровое, стеклянное окно реле. Срабатывание электрического контакта необходимо проверять по сигнальной лампе.

12. РЕМОНТ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЫ

12.1. Ремонт плоского маслоуказателя (рис. 19)

12.1.1. Снять маслоуказатель с расширителя.

12.1.2. Заменить уплотнительную резиновую прокладку 3.

12.1.3. При наличии трещин, несмываемых пятен следует заменить стекло 4.

12.1.4. Собрать маслоуказатель и установить на расширитель.

12.2. Ремонт трубчатого маслоуказателя (рис. 20)

12.2.1. Снять маслоуказатель с расширителя.

12.2.2. Разобрать маслоуказатель, очистить его от загрязнений, ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

12.2.3. Исправить в случае необходимости резьбу болта 1 и колена 3, прочистить отверстия, сообщающиеся с расширителем.

12.2.4. Заменить стеклянную трубку 10 в случае обнаружения сколов, трещин или несмываемых пятен, заменить резиновые прокладки 2, 4, 7, 11.

12.2.5. Установить маслоуказатель на расширитель.

12.3. Ремонт стрелочного маслоуказателя типа МС (рис. 21)

12.3.1. Снять маслоуказатель с расширителя.

12.3.2. Очистить корпус маслоуказателя 6 от загрязнений, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

12.3.3. Для маслоуказателя MC1 (рис. 21, а ) проверить соответствие взаимного положения рычага маслоуказателя 11 и стрелки маслоуказателя 2. При повороте рычага на угол 40° — 1° вниз от горизонтальной оси маслоуказателя стрелка должна переместиться вниз и совпасть с отметкой «мин» на шкале.

12.3.4. Для маслоуказателя МС2 (рис. 21, б ) при опускании рычага вниз до упора стрелка должна располагаться на отметке «мин».

12.3.5. В случае обнаружения несоответствия положений рычагов и стрелок произвести регулирование маслоуказателей в лаборатории.

12.3.6. Проверить замыкание сигнальной цепи.

12.3.7. Заменить крышку циферблата маслоуказателя со стеклом 10, резиновое уплотнение 9, установить маслоуказатель на расширитель.

12.4. Ремонт термосигнализатора TC-110 (рис. 22)

12.4.1. Отвернуть болты крепления 7, крепящие гильзу 6 к крышке бака.

12.4.2. Вывести термобаллон 5 из гильзы 6.

12.4.3. Очистить капилляр 3, корпус термосигнализатора от грязи, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

12.4.4. Проверить электропроводку и устранить обрывы. Изолировать поврежденные места.

12.4.5. Проверить изоляцию электрических цепей релейной защиты трансформатора относительно их корпусов.

С целью установления пригодности термометров для использования в процессе эксплуатации необходимо провести их проверку в лаборатории в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации.

12.5. Ремонт термометра типа А

12.5.1. Снять защитный кожух.

12.5.2. Очистить термометр от грязи и масла ветошью, смоченной уайт-спиритом.

Рис. 19. Плоский маслоуказатель:

1 — плоский фасонный фланец; 2 — шпилька; 3 — уплотнительная резиновая прокладка; 4 — плоское стекло; 5 — продольное окно; 6 — шайба; 7 — гайка

Рис. 20. Трубчатый маслоуказатель:

а — для расширителей диаметром 470 — 690 мм; б — для расширителей диаметром 940, 1260, 1570 мм;

1 — специальный болт; 2, 4 — резиновые прокладки; 3 — колено; 5 — фланец расширителя; 6 — окно в дне расширителя; 7, 11 — резиновые уплотнения; 8, 15 — болты; 9 – фланец; 10 — стеклянная трубка; 12 — колено; 13 — гайка; 14 — шайба; 16 — патрубок расширителя; 17 — защитный кожух; 18, 19, 20 — детали крепежа

Рис. 21. Стрелочный указатель:

а — расширитель с азотной защитой; б — расширитель с пленочной защитой;

1 — шкала циферблата; 2 — стрелка маслоуказателя; 3 — ось стрелки; 4 — поплавок; 5 — трубка; 6 — корпус маслоуказателя; 7 — дно расширителя; 8 — фланец, приваренный к дну расширителя; 9 -резиновое уплотнение; 10 — крышка циферблата маслоуказателя со стеклом; 11 — рычаг маслоуказателя; 12 — трансформаторное масло; 13 — коробка выводов для присоединения проводов сигнализации; 14 — коробка зажимов; 15 — гибкая оболочка

Рис. 22. Термосигнализатор:

1 — бак трансформатора; 2 — корпус термосигнализатора; 3 — капилляр; 4 — уплотняющий штуцер кабеля; 5 — термобаллон; 6 — гильза в баке трансформатора; 7 — болты крепления; 8 — крышка бака.

12.5.3. Заменить резиновую уплотнительную шайбу. Установить термометр и кожух на крышку бака.

12.6. Ремонт реле уровня масла

12.6.1. Провести проверку реле уровня масла:

а) для реле с ртутным переключателем проверить переключатель на герметичность и термическую стойкость. Для чего переключатель следует прокипятить в воде в течение 10 — 15 мин, а затем быстро перенести в воду с температурой 45 °С и охладить до комнатной температуры. При этом в баллон не должна проникнуть влага;

б) для реле с чашечным переключателем необходимо проверить надежность замыкания и размыкания контактов. С этой целью необходимо опустить реле в сосуд с трансформаторным маслом и несколько раз слить и залить масло. При этом контакты должны замыкаться и размыкаться. Ход подвижных контактов по неподвижным должен составлять не менее 2 мм.

13. РЕМОНТ ВВОДОВ

13.1. Заменить уплотняющие прокладки. Прокладки между фарфоровыми покрышками и сопрягающимися с ними металлическими деталями заменяются со снятием стяжного устройства и полным сливом масла из ввода. Все остальные прокладки заменяются без снятия стяжного устройства и слива масла.

Замену прокладок со снятием стяжного устройства произвести в следующем порядке:

слить масло из ввода и гидравлического затвора, снять расширитель;

стянуть нижнюю покрышку с соединительным стаканом специальным приспособлением (рис. 23): распустить пружины стяжного устройства в верхней части ввода, предварительно измерив высоту пружин.

Примечания: 1. У вводов с предварительной затяжкой стяжного устройства (не имеющих нажимных винтов над пружинами) на шпильки навернуть гайки и сжать пружины так, чтобы можно было отвернуть стяжную гайку. Снять стяжную гайку, затем пружины.

2. У вводов без предварительной затяжки пружин (имеющих нажимные винты над пружинами) вывернуть нажимные винты. Снять звездочку и пружины.

Рис. 23. Схема приспособления для разборки вводов:

1 — съемная плита; 2 — стягивающие шпильки с комплектом гаек; 3 — инвентарная подставка

заменить прокладки на верхней покрышке: снять поддон и верхнюю покрышку; заменить прокладки; установить верхнюю покрышку и поддон;

заменить прокладки на нижней покрышке; установить на поддон временный стакан; вывернуть звездочку так, чтобы она не доходила до временного стакана на 2 — 3 мм; снять специальное приспособление (см. рис. 23); поддерживая покрышку, снять стакан и фарфоровую покрышку; заменить прокладки, установить покрышки и стакан, а затем стянуть их специальным приспособлением.

Примечание. Размеры временного стакана должны обеспечивать свободную насадку его на токоведущую трубу ввода, а также установку звездочки. Толщина стенки втулки — не менее 10 мм;

снять звездочку и временный стакан; установить стяжное устройство и затянуть ввод в последовательности обратной, указанной в п. 13.2. Пружины затянуть до высоты, измеренной до снятия стяжного устройства;

установить расширитель, промыть ввод чистым и сухим маслом, подогретым до температуры 60 — 70 °С, под вакуумом 667 Па (5 мм рт. ст.), ввернуть пробку с уплотнением в нижний контактный наконечник;

вывернуть пробку из отверстия для выпуска воздуха из расширителя и ввернуть в него штуцер, к последнему подсоединить шланг, идущий от системы вакуумирования через промежуточный бачок с маслоуказателем, ввернуть штуцер в маслоотборное устройство и соединить его с маслопроводом, воздухоосушитель демонтировать, установить пробку.

Примечание. Промежуточный бачок при заливке масла установить выше отметки расширителя ввода;

создать во вводе вакуум с остаточным давлением, равным 667 Па (5 мм рт. ст.) перекрыть маслопровод и выдержать вакуум во вводах:

110 кВ в течение 6 ч

150 кВ в течение 12 ч

220 — 330 кВ в течение 16 ч

500 — 1150 кВ в течение 24 ч

приступить к заливке масла во ввод, не снимая вакуума; прекратить заливку, когда уровень масла по маслоуказателю промежуточного бачка составит 2/3 высоты трубки, затем выдержать вакуум во вводах:

110 кВ в течение 6 ч

150 — 220 кВ в течение 12 ч

330 — 1150 кВ в течение 24 ч

Примечание. Температура масла при заливке должна быть не ниже 35 — 40 °С.

После выдержки масла во вводах под вакуумом снять вакуум и дать отстояться маслу при атмосферном давлении в течение 24 ч, затем установить вакуум 667 Па (5 мм рт. ст.) выдержать ввод под вакуумом в течение 30 мин и долить масло до появления его в промежуточном бачке.

После доливки снова выдержать вакуум во вводах:

110 кВ в течение 1 ч

150 — 220 кВ в течение 2 ч

330 — 1150 кВ в течение 3 ч

отсоединить промежуточный бачок и закрыть отверстие для выпуска воздуха пробкой.

Установить на расширитель воздухоосушитель взамен временного штуцера. Привести в рабочее состояние гидрозатвор и расширитель. Уровень масла по маслоуказательному стеклу расширителя при температуре 15 — 20 °С должен составить 2/3 высоты маслоуказателя.

13.2. Заменить масло при неудовлетворительных показателях его в следующем порядке:

подготовить масло в объеме, равном трех-четырехкратному объему масла ввода. Масло должно быть очищенным и дегазированным, удовлетворять требованиям, указанным в «Нормах испытания электрооборудования». При этом диэлектрическая прочность, испытанная в стандартном маслопробойнике, должна быть не ниже 50 кВ;

снять ввод с трансформатора и установить на специальную подставку;

собрать схему (рис. 24), не присоединяя к ней ввода, тщательно промыть ее маслом.

Примечание. На баке с чистым маслом 4 должны быть отметки, указывающие количество сливаемого масла от верхней начальной отметки.

вывернуть пробку из отверстия в верхней части ввода и ввернуть в него штуцер, надеть на него шланг, присоединенный к баку с чистым маслом 4, под струей масла. Перекрыть вентиль Кр. 4;

вывернуть пробку в нижней части ввода и установить штуцер; соединить штуцер через промежуточные вентили Кр. 1 и Кр. 5 с баком для слива отработанного масла 1 и приемным баком 6.

Примечание. У вводов негерметичного исполнения необходимо предварительно слить масло из гидрозатвора, вывернуть воздухоосушитель и вместо него установить временную пробку. У вводов герметичного исполнения с баками давления перекрыть вентили на вводе и баке давления и отсоединить бак давления;

открыть вентиль Кр. 4, затем вентиль Кр. 1 и, обеспечивая непрерывный приток свежего масла, полностью слить из ввода старое масло, после чего перекрыть вентиль Кр. 1;

открыть вентиль Кр. 5 и Кр. 3, включить фильтр-пресс и отрегулировать его так, чтобы уровень масла в приемном баке 6 достигал примерно 1/2 высоты маслоуказательного стекла.

При опускании уровня масла до 1/4 высоты стекла фильтр-пресс отключить, а после заполнения стекла до 1/2 высоты вновь включить. Смену бумаги в фильтр-прессе производить через 2 — 3 ч. Промывать маслом, поступающим через фильтр-пресс, вводы:

110 кВ не менее 6 ч

150 — 220 кВ не менее 12 ч

330 — 500 кВ не менее 24 ч

750 — 1150 кВ не менее 30 ч

По истечении указанного времени отобрать пробу масла и проверить диэлектрическую прочность и tgd масла.

Промывку ввода прекратить после достижения нормированных значений диэлектрической прочности масла и тангенс угла диэлектрических потерь tgd при 70 °С;

перекрыть вентили Кр. 4 и Кр. 3, вывернуть штуцер из нижней части ввода и поставить глухую пробку;

включить вакуум-насос и выдержать под вакуумом при остаточном давлении не более 667 Па (5 мм рт. ст.) вводы:

110 кВ не менее 4 ч

150 — 220 кВ не менее 8 ч

330 — 500 кВ не менее 12 ч

750 — 1150 кВ не менее 16 ч

снять вакуум, отсоединить ввод от вакуум-насоса и ввернуть пробку, заполнить гидравлический затвор маслом в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов, вывернуть временную пробку и ввернуть трубку воздухоосушителя.

13.3. При увлажнении изоляции ввода после операции, приведенной в п. 11.2, произвести подсушку ввода, для чего предварительно:

собрать схему подсушки и произвести подсушку ввода, включить циркуляцию масла, прогреть ввод до температуры 70 °С со скоростью 10 °С/ч, а затем создать вакуум в нем со скоростью 0,027 МПа/ч до остаточного давления 667 Па (5 мм рт. ст.) (см. рис. 24);

залить масло, подогретое до 70 °С, и путем многократной циркуляции его добиться показателей изоляции, удовлетворяющих нормам;

произвести окончательную заливку масла.

Рис. 24. Схема замены масла во вводе:

1 — бак для слива отработанного масла; 2 — подставка; 3 — ввод; 4 — бак с чистым маслом (устанавливается выше ввода); 5 — фильтр-пресс; 6 — приемный бак (устанавливается ниже ввода); 7 — пробка для слива масла

13.4. Осмотр и ремонт вводов с баками давления ГБМТ производить аналогично ремонту вводов без бака давления в объеме, приведенном в пп. 13.1 — 13.3.

Бак давления с сильфонным устройством поставляется в герметичном исполнении и не подлежит разборке.

В случае необходимости замену масла в баке давления следует производить следующим образом:

снять давление, частично слив масло из системы ввод-бак. Отсоединить бак давления от ввода. Вывернуть пробку выпуска воздуха в верхней части ввода. Вместо пробки установить штуцер, подсоединить его к промежуточному бачку с воздухоосушителем.

Примечание. При снятии давления строго следить за показаниями манометра, при нулевом положении стрелки вентили перекрыть;

слить масло и испытать бак давления воздухом в водяной ванне давлением 0,1 МПа (1 кг/см 2 ); обнаруженные места течи заварить, зачистить и окрасить;

промыть бак давления и соединительную трубку от измерительного устройства (трубки предварительно продуть воздухом) горячим маслом, подогретым до 60 — 70 °С, слить масло;

проверить бак давления на отдачу, для чего подсоединить его к вакуумсистеме через промежуточный бачок вместимостью 20 — 30 л и штуцер, установленный вместо верхней пробки, а также к маслосистеме через вентиль бака давления. Создать в баке давление не более 667 Па (5 мм рт. ст.) выдержать его в течение 30 мин. Не снимая вакуум, заполнить бак и промежуточный бачок маслом, подогретым до 20 — 25 °С; снять вакуум, дождаться устойчивого уровня масла в промежуточном бачке, отсоединить вакуумсистему и установить верхнюю пробку с уплотнением на бак давления. Создать в баке подачей масла давление 0,3 МПа (3 кг/см 2 ) и проверить отдачу сильфонного устройства, вливая масло в измерительную емкость через нижнее отверстие до давления 0,025 МПа (0,25 кг/см 2 ), сравнить полученную отдачу с расчетной (по паспорту), слить масло из бака давления;

заполнить повторно бак маслом и довести в нем давление до 0,25 МПа (2,5 кг/см 2 );

отсоединить от ввода промежуточный бачок, вывернуть штуцер из отверстия для выпуска воздуха и ввернуть в него пробку с уплотнением;

присоединить бак давления к вводу для этого: присоединить трубку к баку давления; приоткрыть вентили бака и ввода и под струей масла из бака и ввода присоединить трубку к вводу; открыть полностью вентили на вводе и баке давления и установить рабочее давление (см. инструкцию завода-изготовителя).

13.5. Замену неисправного манометра производить в следующей последовательности:

закрыть вентили на вводе и баке давления;

снять неисправный манометр;

приоткрыть вентиль на баке давления и под вытекающей струей масла установить манометр;

открыть полностью вентили на вводе и баке давления; опломбировать вентили.

13.6. В условиях эксплуатации ремонт вводов с твердой изоляцией (рис. 25) производить только в случае устранения внешних дефектов фарфоровой покрышки.

Работы по устранению внутренних неисправностей не производить.

13.7. При ремонте ввода типа элегаз-масло (типа СВТР-750) следует учесть:

во избежание повреждения ввода ГМСВТР при закрытых вентилях на вводе и баке давления 8 (рис. 26) время на все ремонтные работы не должно превышать 1 ч. Все работы, связанные с вводом ЭСВТР и токопроводом, необходимо проводить при давлении во вводе и токопроводе не более 0,02 МПа (0,2 кг/см 2 );

в случае обнаружения течей масла или элегаза из мест болтовых соединений необходимо подтянуть эти соединения. При обнаружении течей масла или элегаза в соединительных трубках и в ниппельных уплотнениях необходимо подтянуть накидные гайки, а при неисправном манометре необходимо произвести его замену. Работы по замене следует проводить в соответствии с аналогичными работами по маслонаполненным вводам. После окончания всех работ отобрать пробы масла на анализ;

если в результате проверки показатели качества масла выходят за пределы, приведенные в инструкции по эксплуатации, вопрос о дальнейшей эксплуатации должен решить завод-изготовитель. При понижении давления элегаза ниже значения необходимого по эксплуатационной документации, необходимо произвести его подкачку. Произвести отбор пробы элегаэа. При несоответствии элегаза техническим условиям необходимо произвести его сушку с помощью системы регенеративной очистки элегаза и повторно произвести отбор элегаза. Проверить состояние внутренней изоляции ввода ГМСВТР измерением tgd и С. Произвести высоковольтные испытания ввода СВТР.

13.8. Произвести ремонт съемных вводов (рис. 27) для чего:

очистить от загрязнений наружные и внутренние поверхности фарфоровых изоляторов 12 и токоведущие стержни 13;

протереть детали ветошью, смоченной уайт-спиритом, обдуть детали сухим сжатым воздухом;

исправить вмятины и срывы резьб на токоведущей шпильке. Опилить и зачистить рабочие контактные поверхности токоведущего наконечника;

нанести антикоррозионное покрытие (лужение) на контактные поверхности наконечника;

зачистить и покрыть лаком или краской незначительные сколы и трещины на изоляторах. При больших сколах и трещинах, изоляторы заменить;

собрать ввод, уплотняющие резиновые прокладки заменить;

провести электрические испытания ввода.

13.9. При ремонте армированных вводов напряжением до 35 кВ необходимо:

проверить вводы на отсутствие повреждений, определить степень разрушения армированных швов;

протереть поверхности ветошью, смоченной уайт-спиритом. Обдуть сжатым воздухом;

зачистить и покрыть лаком или краской незначительные сколы и трещины на изоляторах;

произвести ремонт токоведущих шпилек, контактных пластин и лопаток;

испытать повышенным напряжением вводы на стенде (рис. 28).

Рис. 32. Фильтр непрерывной регенерации масла:

а — для трансформаторов с системой охлаждения типа «ДЦ»; б — для трансформаторов с системой охлаждения типа «Ц» (адсорбционный фильтр); в — для трансформаторов с системой охлаждения типа «ДиМ»;

1 — патрубок; 2 — пробка для выпуска воздуха; 3 — подъемное устройство; 4 — защитная сетка; 5 — корпус; 6 — крышка; 7 — защитное устройство; 8 — сливная пробка; 9 — полуось; 10 — расширительное устройство; 11 — рама; 12 — фиксирующий упор

14.4. Ремонт фильтров непрерывной регенерации масла (термосифонные фильтры) (рис. 32)

14.4.1. Отсоединить фильтр от трубопроводов, соединяющих его с баком трансформатора.

14.4.2. Разобрать фильтр и маслопроводы.

14.4.3. Очистить корпус 5, защитную сетку 4 от грязи, промыть их чистым сухим трансформаторным маслом.

14.4.4. Собрать фильтр и испытать на маслоплотность избыточным давлением 50 кПа (0,5 кг/см 2 ) нагретого до температуры 50 — 60 °С трансформаторного масла в течение 30 мин.

14.4.5. Выявленные места течей устранить электросваркой. Провести повторные испытания.

14.4.6. Снять крышку 6 верхнего патрубка и засыпать в фильтр предварительно отсеянный от пыли сухой силикагелъ.

14.4.7. Установить фильтр и маслопроводы на трансформатор.

14.4.8. Открыть пробку для выпуска воздуха 2 фильтра и открыть незначительно кран нижнего патрубка, заполнить фильтр маслом из трансформатора до появления масла в пробке.

14.4.9. Закрыть нижний вентиль и дать маслу отстояться в течение не менее 1 ч.

14.4.10. Открыть пробку на нижнем патрубке и слить масло до полного удаления продуктов отстоя.

14.4.11. Закрыть пробку, открыть верхний и нижний вентили трубопроводов, окончательно заполнить фильтр маслом.

Примечание. Перед включением трансформатора необходимо повторно выпустить воздух из фильтра и маслопроводов.

14.5. Ремонт адсорбных фильтров

14.5.1. Разобрать фильтр и удалить отработанный сорбент, очистить, обезжирить и окрасить фильтры.

14.5.2. Промыть фильтр трансформаторным маслом, подогретым до 50 — 60 °С, и испытать его на герметичность избыточным давлением масла 0,2 МПа (2 кг/см 2 ) в течение 30 мин.

14.5.3. Засыпать адсорбный фильтр отсеянным от пыли силикагелем и промыть его через фильтр-пресс.

Силикагель слоем 150 мм, поставляемый в негерметичной упаковке, перед засыпкой прокалить при температуре 500 — 600 °С. Применять силикагель марки КСД ГОСТ 3956-76 .

15. РЕМОНТ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

15.1. Ремонт системы охлаждения типа ДЦ

15.1.1. При ремонте охладителей следует:

вскрыть верхнюю и нижнюю коробки (коллекторы);

тщательно очистить, обезжирить и заварить места течей в сварных швах трубки с трубной пластиной. Сварку (сплав АД-1-M) выполнить аргонодуговой сваркой с присадкой алюминиевой проволоки диаметром 3 мм. При обнаружении течи в трубках их необходимо заменить (допускается глушение дефектных трубок, но не более двух трубок на каждый ход трубной пластины). Глушить трубки следует с обеих сторон. Для компенсации разницы при температурном удлинении рабочих и заглушенных трубок необходимо со стороны плавающей головки снять сварной шов и укоротить трубку на 5 — 6 мм ниже верхней кромки трубной пластины;

прочистить внутреннюю поверхность трубок;

проверить перегородки ходов и установить верхнюю и нижнюю крышки охладителя, предварительно очистив их;

испытать охладители сухим трансформаторным маслом по схеме, приведенной на рис. 33. Прогреть масло в баке 8 до температуры 60 °С с помощью маслоподогревателя 2, заполнить охладитель маслом, перекрыть задвижку 13 и поднять с помощью маслонасоса 5 избыточное давление до 0,2 МПа (2 кг/см 2 ), перекрыть задвижку 12 и отключить маслонасос 5 (испытуемый охладитель считается герметичным, если в течение 30 мин не наблюдаются течи масла, а значение испытательного давления практически не изменяется);

после испытания охладитель промыть горячим трансформаторным маслом по схеме, приведенной на рис. 33. При промывке необходимо одновременно осуществлять постоянную очистку масла с помощью маслоочистительной установки 3. Длительность промывки должна быть не менее 1 ч. Промывку можно считать законченной, если на фильтровальной бумаге будут отсутствовать следы ржавчины и грязи, а электрическая прочность отобранного из вентиля 7 масла по сравнению с первоначальной не изменится.

Примечания: 1. Общее гидравлическое сопротивление замкнутой системы должно обеспечивать бесперебойную работу маслонасоса 5 без перегрузки (контроль по току статора).

2. Температура масла при испытании и промывке элементов системы охлаждения должна быть в пределах 50 — 60 °С, а электрическая прочность не ниже значения, требуемого для заливки трансформатора данного класса напряжения.

3. Охладители после чистки, промывки и испытания могут находиться без масла не более 4 ч.

Рис. 33. Схема промывки и испытания системы охлаждения типа ДЦ:

1 — воздухоосушитель; 2 — маслоподогреватель (от + 50 до 60 °С); 3 — маслоочистительная установка с насосом; 4 — сетчатый фильтр; 5 — масляный насос ЭЦТ (рабочий); 6 — промываемые элементы системы охлаждения; 7 — вентиль отбора проб масла; 8 — бак вместимостью не менее 3,5 м; 9 — маслопровод диаметром 120 мм в системе промывки; 10 — маслопровод в системе подогрева и очистки масла; 11 — манометр; 12, 13, 14, 15 — задвижки; 16 — маслоуказатель

15.1.2. При ремонте бессальникового электронасоса ЭНТ необходимо:

осмотреть и вскрыть насос, проверить биение вала, состояние подшипников, крепления рабочего колеса, наличие натиров и заусенцев на корпусе и колесе, проверить исправность подшипников, негодные заменить;

измерить сопротивления изоляции статорных обмоток двигателя мегаомметром на напряжение 500 В, при этом сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. При значении сопротивления изоляции ниже 0,5 МОм произвести сушку изоляции;

собрать насос, проверить вращение двигателя вручную (вал должен вращаться свободно, без заеданий) и опробовать перекачиванием трансформаторного масла во временный бак, испытать электронасос на герметичность опрессовкой трансформаторным маслом температурой 80 °С и давлением не менее 0,65 МПа (6,5 кг/см 2 ) в течение 10 мин. Используемое масло должно отвечать требованиям, приведенным в разд. 21;

измерить вибрацию корпуса насоса;

покрасить наружную поверхность в соответствии с разд. 19.

15.1.3. Выполнить ремонт вентиляторов и крыльчаток. Проверить зазор между крыльчатками вентиляторов и диффузорами по всему периметру. Зазор должен быть равномерный и не превышать 1,5 % диаметра рабочего колеса. Заменить амортизационные прокладки под лапками электродвигателей. Очистить вентиляторы от пыли и загрязнений. Измерить мегаомметром на напряжение 500 В сопротивления изоляции статорных обмоток электродвигателей (по фазам) и сравнить полученные значения. Проверить состояние доступных мест паек и контактов. Проверить правильность установки электродвигателей на охладителе.

При этом должны выполняться следующие требования:

охладитель должен быть жестко закреплен на стойке;

электродвигатели вентиляторов обдувки должны быть установлены и закреплены в соответствии с чертежами;

крыльчатки (с валами) должны легко проворачиваться вручную, при разгоне свободно вращаться;

осевые зазоры у валов электродвигателей должны отсутствовать.

Включить электродвигатель и измерить вибрацию включенного электродвигателя в трех точках (рис. 34) вибрографом BP-1. Значение вибрации в любой точке измерения не должно превышать 0,06 мм. При вибрации, превышающей 0,06 мм, проверить биение лопастей вентиляторов в осевом направлении (описывают ли лопасти при осевом вращении одинаковую поверхность вращения).

Биение лопастей проверить следующим образом:

на внутренней стороне обечайки (диффузора) нанести цветным карандашом проекцию произвольно выбранной лопасти вентилятора в виде кривой;

проверить последовательно степень совпадения проекций остальных лопастей вентилятора с проекцией первой лопасти (расхождение проекций должно быть не более 3 мм).

Рис. 34. Схема контрольных точек для измерения вибрации (на заднем щите)

При больших расхождениях необходимо подогнуть лопасти вентилятора до получения допустимого значения (+3 мм). Повторно измерять вибрацию электродвигателя.

Если значение вибрации будет превышать 0,06 мм, то необходимо снять вентилятор и произвести его статическую и динамическую балансировку.

Проверить состояние подшипников и заменить их смазку. В случае непригодности установленных подшипников произвести их замену. Собрать вентилятор и повторно проверить его вибрацию.

15.2. Ремонт системы охлаждения типа Ц

15.2.1. Провести внешний осмотр маслоохладителя и выявить места пропуска масла в водяную камеру. Пропуск определяется по масляным пятнам на воде.

15.2.2. Слить из системы воду, а затем масло. Демонтировать насосы, маслопроводы, арматуру, адсорбные фильтры. Демонтировать и передать в соответствующие лаборатории приборы контроля и сигнализации.

15.2.3. Снять торцевые крышки маслоохладителя и заменить трубки с дефектами. Прочистить трубные плиты и трубки мягкими металлическими ершами. В местах течей развальцевать трубки и швы и залить их эпоксидной смолой.

15.2.4. Проверить чистоту масляной камеры. При обнаружении ржавчины и прикипаний шлама вынуть трубный пучок, продуть межтрубное пространство сухим воздухом с t = 50 — 70 °С, а стенки камеры прочистить металлической щеткой. Собрать охладитель и промыть трансформаторным маслом, удовлетворяющим требованиям, указанным в разд. 21 и подогретым до температуры 50 — 60 °С.

15.2.5. Проверить и испытать на герметичность в течение 30 мин межтрубное пространство (по масляной стороне) трансформаторным маслом, удовлетворяющим требованиям, указанным в разд. 21 и подогретым до температуры 60 °С при давлении 0,6 МПа (6 кг/см 2 ).

При этом необходимо у охладителей вертикальной установки снять верхнюю крышку и наполнить водяную камеру водой, а у горизонтально установленных охладителей установить обе крышки и также наполнить водой водяную камеру.

При испытании межтрубного пространства следить за появлением масляных пятен на поверхности воды. Для этого у охладителей горизонтальной установки необходимо сливать воду в специальную емкость с открытой поверхностью. При появлении масляных пятен повторить испытания без воды и крышек, предварительно закрасив мелом. Определить места течи масла. Неплотности в развальцованных соединениях устранить подвальцовкой труб. Дефектные трубы заменить. После устранения дефектов повторить испытания межтрубного пространства.

15.2.6. Проверить и испытать на герметичность водяные камеры давлением воды 0,6 МПа (6 кг/см 2 ) в течение 30 мин. При этом межтрубное пространство заполнить маслом температурой 50 — 60 °С и электрической прочностью 45 — 50 кВ. Характеристики масла проверять до заливки и через 2 ч после испытания маслоохладителя, а затем через 12 ч. При этом характеристики масла не должны существенно измениться (отклонение допускается в пределах погрешности измерений).

15.2.7. Собрать систему охлаждения, заполнить ее маслом и произвести промывку, для чего использовать вспомогательный бачок с конусным дном емкостью, большей в 2 раза, чем емкость охладителей, установленный на 2 м выше маслопроводов системы охлаждения. Параллельно бачку присоединить фильтр-пресс.

Испытать систему на герметичность маслом и водой с избыточным давлением 0,4 МПа (4 кг/см 2 ) в течение 1 ч при температуре масла 50 — 60 °С и воды не ниже 10 °С.

После установки трансформатора на фундамент присоединить систему охлаждения к трансформатору, заполнить всю систему маслом через расширитель трансформатора.

Дать отстояться маслу в охладителях при атмосферном давлении в течение 5 ч.

Примечания: 1. Заполнять систему охлаждения сначала маслом температурой не ниже 10 °С, а затем водой при задвижках, открытых на входе и полностью закрытых на выходе. Заполнение вести до появления из боковых отверстий на пробках выпуска воздуха, а также соответственно масла из межтрубного пространства и воды из водяных камер. После этого открыть задвижки на выходе системы, не допуская гидравлических толчков в масляной системе охлаждения. Убедиться по температуре воды и масла в маслоохладителе, что поток охлаждающей воды через него обеспечивается нормально.

2. Во время ремонта при отсутствии новой трубки, дефектную необходимо заглушить с обоих концов пробкой из мягкой латуни.

15.3. Ремонт системы охлаждения типа М

Трубчатый радиатор (рис. 35)

15.3.1. Слить масло из радиаторов, снять их с бака и заглушить.

Рис. 35. Трубчатый радиатор:

1 — коллектор; 2 — трубы диаметром 51 ? 1,75 мм; 3 — пробка; 4 — скоба для подъема радиатора; 5 — угольник

15.3.2. Очистить наружную поверхность радиаторов от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом. Обдуть сжатым воздухом.

Примечание. Плотный наружный слой загрязнений следует удалять щелочным раствором (10 — 15 % каустической соды) в ванне.

15.3.3. Испытать сварные швы радиаторов на непроницаемость сжатым воздухом 0,2 МПа (2 кг/см 2 ) и мыльным раствором. Места течей отметить мелом, снять давление.

15.3.4. Подварить места течей, исправить места повреждений, зачистить места сварки от окалины и брызг.

15.3.5. Исправить резьбу на пробках и гнездах радиатора.

15.3.6. Протереть наружные поверхности радиаторов ветошью, смоченной уайт-спиритом.

15.3.7. Покрыть подготовленные к окраске поверхности радиаторов грунтом ФЛ-03К или ГФ-020 ровным слоем без наплывов с помощью пульверизатора.

15.3.8. Покрыть загрунтованные наружные поверхности радиаторов эмалью ПФ-133 светло-серого цвета.

15.3.9. Промыть радиатор сухим трансформаторным маслом температурой 50 — 70 °С.

Условием окончания промывки служит отсутствие механических примесей на фильтровальной бумаге фильтр-пресса 4 (рис. 36).

15.3.10. Испытать радиатор на маслоплотность давлением трансформаторного масла 0,2 МПа (2 кг/см 2 ) при температуре 50 — 70 °С с помощью ручного насоса или столбом масла (рис. 36 и 37, 38).

15.4. Ремонт труб системы охлаждения и газоотвода

15.4.1. Снять трубы с трансформатора, слить из них масло.

15.4.2. Очистить наружную поверхность от загрязнений и ржавчины, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

15.4.3. Проверить визуально состояние сварных швов.

15.4.4. Заварить обнаруженные дефекты сварных швов: трещины, поры, подрезы.

15.4.5. Соединить патрубки между собой и промыть их внутренние поверхности горячим маслом.

Общая длина собранного для промывки маслопровода не должна быть более 25 м, а количество колен не более 5.

Рис. 36. Схема промывки радиатора:

1 — труба 3/4 для выхода воздуха; 2 — радиатор; 3 — бак для подогревания масла; 4 — фильтр-пресс

Рис. 37. Схема испытания радиатора ручным насосом:

1 — бак для подогрева масла; 2 — насос ручной; 3 — манометр; 4 — радиатор

Рис. 38. Схема испытания радиаторов давлением столба масла и электронасосом:

а — при вертикальном положении радиатора; б — при горизонтальном положении радиатора;

1 — радиатор; 2, 3 — трубы; 4 — уровень масла при испытании радиатора; 5 — бак для подогрева масла; 6 — маслонасос с электродвигателем

15.4.6. Произвести проверку маслоплотности трубопроводов путем создания в них избыточного давления 0,4 МПа (4 кг/см 2 ) в залитом в них масле с помощью ручного насоса.

15.4.7. Отметить мелом места течей сварных швов, снять давление.

15.4.8. Подварить места течей электросваркой.

15.4.9. Обезжирить наружные поверхности труб ветошью, смоченной уайт-спиритом.

15.4.10. Окрасить наружные поверхности труб грунтом ФЛ-03К или ГФ-020, а затем эмалью ПФ-133.

15.5. Ремонт арматуры

15.5.1. Разобрать и очистить задвижки, клапаны и вентили. Произвести внутреннюю и наружную очистку поверхностей труб. Протереть внутренние поверхности техническими салфетками без ворса.

15.5.2. Произвести притирку клапанов. Заменить маслостойкие резиновые и сальниковые уплотнения. Сальниковую набивку задвижек (Лудло) заменить резиновыми прокладками.

15.6. Ремонт шкафов автоматического управления типа ШАОТ, ШД, АД-2 и др. (рис. 39)

Рис. 39. Шкаф автоматического управления:

1 — дверь; 2 — стенка; 3 — петли; 4 — дверной запор; 5 — сальники

15.6.1. Очистить от загрязнений и ржавчины наружные и внутренние поверхности шкафа, протереть ветошью, смоченной уайт-спиритом.

15.6.2. Осмотреть автоматические выключатели и магнитные пускатели, их контактные поверхности.

При наличии перекосов контактов, неодновременности их касания устранить указанные неисправности.

15.6.3. Зачистить мелкой шлифовальной шкуркой подгары и оплавления на контактах магнитных пускателей и автоматических выключателей.

15.6.4. Проверить исправность заземления шкафа, измерить сопротивление изоляции всех цепей шкафа. Сопротивление должно быть не менее 0,5 МОм.

15.6.5. Подтянуть к стенкам шкафа 2 устройства крепления аппаратуры, кабельных муфт и сальников 5 для ввода силовых и контрольных кабелей.

15.6.6. Отрихтовать и отрегулировать дверные запоры 4, заменить резиновые уплотнения в пазах двери 1 и смазать петли 3 солидолом.

15.6.7. Протереть внутренние и внешние поверхности шкафа ветошью, смоченной уайт-спиритом.

15.6.8. Окрасить поверхности шкафа.

16. МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРА НА ФУНДАМЕНТЕ

16.1. Перемещение трансформатора из зоны ремонта на место монтажа произвести аналогично п. 5.9 в обратной последовательности.

16.2. Установить трансформатор на фундамент так, чтобы крышка имела подъем 1 — 1,5 % по направлению к газовому реле, если в технической документации на трансформатор нет специальных указаний или уклон предусмотрен конструкцией бака.

16.3. Подсоединить шины и спуски к вводам трансформатора, заземлить трансформатор.

16.4. Измерить сопротивление обмоток постоянному току и коэффициент трансформации на рабочем положении переключателя напряжений. Мегаомметром ТУ-25-04-2131-78 измерить сопротивление изоляции обмоток, проверить изоляцию всех шин и кабелей, присоединить и проверить фазировку всех присоединений, а также проверить автоматику управления работой трансформатора.

16.5. Собрать и проверить действие системы пожаротушения трансформатора.

16.6. Собрать, подсоединить к баку, создать вакуум в системе охлаждения.

16.7. Произвести заливку системы охлаждения трансформаторным маслом.

Заливку можно производить двумя способами:

совместным заполнением, при котором вакуумирование и заливка подсоединенной к баку системы охлаждения производятся одновременно с трансформатором;

раздельным заполнением охладителей маслом из бака трансформатора или специальной емкости. При этом необходимо собрать схему в соответствии с рис. 40, выдержать под вакуумом охладитель 4 при закрытых вентилях 10 и остаточном давлении 5,3?10 -3 МПа (40 мм рт. ст.) в течение 30 мин, приоткрыть вентили 10, так, чтобы остаточное давление увеличилось не более чем на 1,4?10 -3 МПа (10 мм рт. ст.) заполнить охладитель до появления масла в стекле маслоуказателя промежуточного бачка 5.

Отключить вакуум-насос и дать отстояться маслу при атмосферном давлении в течение 5 ч, а затем проверить отсутствие воздуха в охладителе.

Примечание. Если в системе охлаждения отсутствуют задвижки, заполнение охладителей маслом под вакуумом возможно только совместно с трансформатором.

16.8. Произвести доливку масла в трансформатор и в систему охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч с последующим отстоем в течение 12 ч, при этом руководствоваться инструкциями завода-изготовителя.

После отстоя выпустить воздух из трансформатора, вводов и охладителей, включить масляные насосы системы охлаждения, проверить правильность вращения роторов маслонасосов по манометрам. При закрытой заслонке давление должно быть не менее 0,13 МПа (1,3 кг/см 2 ).

Проверить направление вращения крыльчаток вентиляторов (направление вращения должно быть таким, чтобы поток воздуха, создаваемый крыльчаткой, был направлен в сторону пучка охлаждающих трубок охладителя), работу фильтров (разница избыточного давления на выходе и входе масла в фильтрах должна быть не более 0,2 МПа (2 кг/см 2 ).

Рис. 40. Схема заливки системы охлаждения маслом:

1 — напорный маслопровод; 2 — всасывающий маслопровод; 3 — бак трансформатора; 4 — охладитель; 5 — промежуточный бачок; 6 — вакуумметр; 7 — вентиль для слива масла; 8 — вакуум-насос; 9 — насос ЭЦТ; 10 — вентили

16.9. Включить циркуляцию масла в трансформаторе не менее чем на 8 ч. Отключить циркуляцию масла и выдержать время 12 ч.

Примечание. Включение маслонасосов возможно при температуре масла не ниже: для насосов ЭЦТ и Т минус 40 °С; для насосов ЭЦТЭ и ЭТ минус 20 °С. При температуре ниже указанной масло необходимо подогреть.

17. ПАЙКА МЕДНЫХ ДЕТАЛЕЙ ТРАНСФОРМАТОРА

17.1. Подготовка деталей к электроконтактной пайке медно-фосфористым припоем

17.1.1. Поверхности деталей под пайку должны быть обработаны механическим способом. На поверхностях сопрягаемых деталей не должно быть забоин, задиров, заусенцев и других неровностей.

17.1.2. Механическую обработку следует проводить напильниками, металлическими щетками, ножом, шлифовальной шкуркой и пр.

17.1.3. Поверхности углей паячных клещей должны быть параллельны плоскости сопрягаемых деталей. Площадь поверхности углей не должна отличаться от площади сечения пайки более чем на 5 %.

17.1.4. Предварительно выпрямленные параллели концов обмоток перед пайкой необходимо связать тонкой медной проволокой для плотного соединения друг с другом.

17.1.5. Для пайки следует использовать паячные трансформаторы, указанные в табл. 2.

Типы паячных трансформаторов

Паячный трансформатор (ТУ 16.517.227-78)

17.2. Последовательность проведения работ

17.2.1. Соединить спаиваемые поверхности, выдержав размеры сечения пайки по чертежу, зажав их в паячных клещах.

17.2.2. Периодическими кратковременными включениями тока разогреть место пайки до температуры 600 — 700 °С (медь при данной температуре принимает вишнево-красный цвет).

17.2.3. Поддерживая температуру на данном уровне путем периодического включения и выключения педали паячного трансформатора, ввести медно-фосфористый припой путем касания прутком припоя о нагретые кромки деталей. Касание прутком припоя производить сначала с одной стороны до полного заполнения припоем места пайки и появления припоя на противоположной стороне соединения, а затем припой наносить по всему периметру соединения до получения равномерной галтели припоя.

Перегрев деталей в месте пайки не допускается.

17.2.4. Выключить ток, оставляя электроды сжатыми. После затвердения припоя детали освободить из клещей.

17.3. Пайка демпферов с шинной медью

17.3.1. Выправить и зачистить концы деталей подлежащих пайке наждачной бумагой или напильником.

17.3.2. Расположить и соединить их согласно чертежу.

17.3.3. Отдельные листки должны плотно прилегать друг к другу.

17.3.4. Углы должны быть плотно прижаты по всей поверхности спаиваемых деталей.

17.3.5. Разогреть место пайки до температуры плавления припоя (вишнево-красный цвет) 650 — 700 °С.

17.3.6. Поддерживая данную температуру путем периодического включения и выключения педали, провести по месту пайки прутком фосфористо-медного припоя, добиваясь при этом полного проникновения припоя внутрь отдельных листков.

17.3.7. При пайке не допускать пережога верхних листков меди, следить за проникновением припоя между отдельными листами.

17.3.8. После заполнения припоем межлистового пространства, удалить его излишки и прекратить нагрев.

17.3.9. Охладить пайку до темно-красного свечения меди и снять клещи.

17.4. Пайка паяльником проводов оловянно-свинцовым припоем

17.4.1. Собрать детали согласно чертежу.

17.4.2. Включить паяльник и нагреть его рабочую часть до 300 — 350 °С (температура плавления припоя ПОС).

17.4.3. Зачистить напильником рабочую часть паяльника, а затем полудить припоем ПОС.

17.4.4. Нагреть паяльником место пайки деталей до температуры плавления припоя.

17.4.5. Нанести флюс на место пайки.

17.4.6. Взять паяльником припой и нанести на место пайки, продолжая подогревать его до полного заполнения соединения.

Примечания: 1. Если припой не соединяется с поверхностью спаиваемых деталей, повторно нанести флюс на спаиваемые поверхности и продолжить пайку.

2. Если повторное нанесение флюса не дает положительных результатов, необходимо прекратить пайку, спаиваемые поверхности зачистить напильником до металлического блеска и произвести пайку по пп. 17.4.4 и 17.4.6.

17.5. Пайка провода с наконечником

(при отсутствии резьбы в месте нагрева наконечника пайку следует производить в электроконтактных клещах)

17.5.1. Произвести подготовку угольных электродов, зачистив напильником контактные поверхности. Добиться их параллельности в момент сжатия спаиваемых соединений.

17.5.2. Включить паячный трансформатор.

17.5.3. В отверстие наконечника внести флюс соответственно: канифоли — 0,2 кг на 1 кг припоя; пасты — 0,35 кг на 1 кг припоя.

17.5.4. Собрать провод с наконечником.

17.5.5. Зажать клещами собранное соединение и периодическими кратковременными включениями тока разогреть спаиваемые детали до температуры плавления припоя.

17.5.6. Нанести припой на место пайки, касанием палочки припоя о нагретые поверхности деталей в месте соединения.

Припой вводить до полного заполнения зазоров и плавного обтекания спаиваемых поверхностей.

17.5.7. Выключить ток и, не разжимая клещей, охладить спаянное соединение до полного затвердевания припоя.

17.5.8. Пайку наконечников, имеющих наружную резьбу с проводом следует производить с газопламенным нагревом.

17.6. Зачистка после пайки

17.6.1. Зачистить остывшую пайку от следов окалины, наплывов припоя напильником 2820-0018 ГОСТ 1465-80 .

17.6.2. Обрезать провода пакета параллелей, выступающие за плоскость шины ножницами.

17.7. Дефекты пайки

При нарушении технологии сборки и пайки возможно возникновение дефектов, указанных в табл. 3.

Дефекты пайки и причины их возникновения

17.8. Контроль качества паяного соединения

17.8.1. Контроль качества пайки необходимо осуществлять внешним осмотром и технологическими пробами.

17.8.2. Внешнему осмотру и измерению подвергнуть 100 % швов. Осмотр паяных швов производить по всей их протяженности с двух сторон. При осмотре допускается применять зеркало и лупу ЛП-1-3* ГОСТ 25706-83 .

Внешним осмотром выявить следующие наружные дефекты:

трещины в шве и в основном металле;

непропаянные места по местам сопряжения;

поры и включения диаметром более 1 мм.

Примечание. Поры и включения диаметром и глубиной менее 1 мм допускаются при условии, что они не имеют характера скоплений или цепочек и их суммарная длина не превышает 10 % длины шва.

17.8.3. Дефекты паяных швов необходимо устранять перепайкой (наплывы и застывшие капли припоя необходимо устранять зачисткой напильником A2820-0018 ГОСТ 1465-80 ).

17.8.4. Правильность выбора режима пайки и качество припоя проверять разрушением контрольных образцов, спаянных на данном режиме. Качество пайки считается удовлетворительным, если отношение суммарной площади, покрытой припоем, к площади спаиваемых поверхностей составляет не менее 4/5.

Проверку режимов пайки производить с поступлением каждой новой партии припоя.

18. СВАРКА ПРОВОДОВ И ШИН ИЗ АЛЮМИНИЯ И ЕГО СПЛАВОВ

Для получения качественных сварных соединений необходимо проводить подготовительные работы по удалению загрязнений и снятию оксидной пленки с поверхностей свариваемых деталей.

Удаление поверхностных загрязнений и обезжиривание осуществлять с помощью органических растворителей (уайт-спирит, PC-1, РС-2 и др.).

Снятие оксидной пленки проводить металлическими щетками. После проведения указанных операций кромки свариваемых деталей необходимо вновь обезжирить растворителем.

18.1. Ручная дуговая сварка

Сварку алюминиевых проводов и шин встык проводить на угольной подкладке с канавкой в зоне стыка свариваемых деталей угольным электродом. Сварку вести на постоянном токе прямой полярности с использованием флюса и присадочного материала.

18.2. Аргоно-дуговая сварка неплавящимся электродом

Данный процесс использовать для сварки алюминия толщиной до 3 мм.

Основным рабочим элементом является сварочная горелка, в которой смонтирован электрод, изготовленный из вольфрамового прутка. В качестве защитного газа следует применять аргон чистотой не менее 99,9 % ГОСТ 10157-79 .

В качестве источника питания применять установки УДГ-300.

18.3. Аргоно-дуговая сварка плавящимся электродом

Данный процесс использовать для сварки алюминия толщиной более 3 мм. Сварку следует вести на постоянном токе обратной полярности полуавтоматом ПРМ-4. Сварочную проволоку применять по ГОСТ 7871-75 .

19. ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ

19.1. В качестве защитного покрытия применять маслостойкое лакокрасочное покрытие. Материалом для защитного покрытия может служить:

для внутренних поверхностей — эмаль ФЛ-03К ГОСТ 9109-81 ;

для наружных поверхностей — эмаль ПФ-115 ГОСТ 6465-76 .

Возможно применение других эмалей, заменяющих указанные.

20. РЕМОНТ ФАРФОРОВЫХ ПОКРЫШЕК ИЗОЛЯТОРОВ

20.1. Для склеивания отколовшихся частей фарфора необходимо приготовить смесь из следующих компонентов в соотношении:

эпоксидной смолы ЭД-20-100 мас.ч.

полиэтиленполиамина — 13,5 мас.ч.

фарфоровой муки — 10,0 мас.ч.

20.2. Эпоксидную смолу прогреть в термостате, при 60 — 70 °С в течение 20 — 30 мин, охладить до комнатной температуры, после чего ввести полиэтиленполиамин и фарфоровую муку и тщательно перемешать.

20.3. «Лечку» фарфора следует производить в сухую погоду при температуре окружающей среды и склеиваемого изделия, не ниже 18 °С.

20.4. Для окраски мест скола фарфора следует применять смесь из следующих материалов:

эпоксидной смолы ЭД-20 — 45,5 %;

белой, сухой глазури — 13,5 %;

окиси цинка — 18,3 %;

20.5. Эпоксидную смолу прогреть в термостате при 60 — 70 °С в течение 20 — 30 мин, глазурь и окись цинка промолоть в шаровой мельнице в течение 20 ч, затем в помол добавить ацетон и отвердитель (полиэтиленполиамин) от массы краски 4,4 % (примерно 7 капель отвердителя на 10 г краски).

20.6. Окраску мест скола также проводить нанесением влагостойкого лака 4С, натуральной олифы с присадкой сиккатива, клея марки БФ-4, которые образуют блестящую поверхность, близкую по качеству к глазури.

21. ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРНЫМ МАСЛАМ

21.1. При выборе масла необходимо руководствоваться действующими руководящими и нормативно-техническими документами Минэлектротехпрома и Минэнерго СССР.

21.2. При эксплуатации, хранении и смешении масел руководствоваться следующим:

масла, содержащие антиокислительные присадки, допускается смешивать в любых соотношениях. При этом стабильность смеси должна быть не ниже, чем у компонента с самой низкой стабильностью;

ингибированные товарные масла (с присадкой) не следует смешивать с неингибированными. Так как имеются существенные различия в эксплуатационных свойствах этих масел (срок службы и др.).

21.3. Температура заливаемого масла должна быть не ниже 45 °С.

21.4. Допускается применение регенерированных масел при условии доведения их характеристик до норм на свежее масло.

21.5. Электрическая прочность масла перед заливкой в трансформаторы должна соответствовать значениям табл. 4.

Допустимая электрическая прочность масла перед заливкой в трансформаторы

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА, ИСПОЛЬЗУЕМОГО ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРА

Оборудование для обработки трансформаторного масла

Установка для обработки масла УВМ-1, УВМ-2 ТУ 34-43-1347-78

Цеолитовая установка для сушки масла М002А ТУ 34-3096-73

Маслоочистительная установка ПСМ2-4

Маслонагреватель НТМЛ-160, ФОСН-60, ФОСН-30 ТУ 63-6-75

Фильтры тонкой очистки ТУ 23.1.65-75

Фильтр-пресс ФП2-3000 ТУ 34-38-10612-83

Электронасос центробежный герметичный Т 100/8, Т 100/5 ГОСТ 17221 -80

Электронасос шестеренчатый РЗ-4,5, РЗ-30 ГОСТ 19027-89

Установка для обработки масла СОТМ-4

Машина маслоочистительная CM-1-3000

Оборудование для вакуумировки трансформаторов

Агрегат вакуумный золотниковый АВЗ-180-У4Г ТУ 26-06-952-83

Вакуумные насосы пластинчатые, роторные НВЗ-75, НВЗ-150

Насосы вакуумные поршневые BH-1, ВН-2 ГОСТ 26099-84

Оборудование для подсушки изоляции

Установка для подсушки изоляции «Иней-1», «Иней-2» ТУ 34-43-1510-77

Установка выпрямительная для прогрева ТП9-1000/460Н ТУ 34-43-10034-81

Установка выпрямительная для прогрева ВУ-650 ТУ 32-1218-72

Установка для нагрева и сушки воздуха «Суховей» ТУ 34-43-1511-77

Электрокалорифер К-1000 ТУ 34-43-12008-78

Оборудование для грузоподъемных и такелажных работ

Домкрат гидравлический ДГ-100-2, ДГ-50 ТУ 22-3036-74

Приспособление монтажное ПМ-5 ТУ 34-13-2908-76

Насосная станция НСП-400 ТУ 22-3038-75

Гидродомкраты для опрессовки обмоток диаметром 115-130 ЗТЗ (Запорожский трансформаторный завод)

Лебедка монтажная МЭЛ-5-377, МЭЛ-5-20 ТУ 34-205-69

Таль электрическая канатная ТЭ-3 ГОСТ 22584-88

Механизм тяговой монтажный МТМ-1,6 ТУ 34-13-233-76

Лебедка электрическая 50 КН ТУ 34-13-148-76

Талреп с автоматическим стопорением ГОСТ 19191-73

Электродрель ИЭ-1022ВУ2 ТУ 22-3516-75

Сварочное и паячное оборудование

Горелка однопламенная № 4, № 5 ГОСТ 1077-79

Трансформатор сварочный ТС-300 ГОСТ 95-77

Электродержатель для ручной сварки ГОСТ 14651-78

Установка для сварки алюминиевых шин и проводов УДГ-300

Полуавтомат для сварки алюминия ПРМ-4

Паячный трансформатор ОСУ-40, ОСУ-100 ТУ 16.517.222-78

Временные подмостки СУ-25 ТУ 95-424-77

Краскораспылитель СО-44А, CO-19A ГОСТ 20223-74

Тележка для перевозки грузов ГОСТ 13188-67

Прибор для испытания электрической прочности масла АИМ-80 ТУ 25.06.1760-75

Хроматограф «Цвет» ЛХМ-8Д

Манометр, вакуумметр ОБ-ВМ-160, ВСБ, мановакуумметр ОБМ ГОСТ 2405-88

Прибор для контроля влажности ИТР-100

Психрометр аспирационный М-34

Течеискатель ультразвуковой ТУЗ-5М

Мегаомметр ТУ 25-04-2131-78

Комплект измерительных приборов для контроля тока и напряжения ГОСТ 8711-78

Термометр стеклянный ГОСТ 400-80 Е

Стропы СКК1-0,5/1000 до 7/10000 ГОСТ 25573-82

Инструмент общего назначения

Приложение 4

ОПРЕССОВКА ОБМОТОК ТРАНСФОРМАТОРОВ ГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ДОМКРАТАМИ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

1. Перед опрессовкой обмоток необходимо составить и подготовить схему подсоединения, эскизы установки гидравлических домкратов и эскизы нестандартной специальной оснастки. При опрессовке следует руководствоваться данными табл. 7 для пересчета давления масла в системе на усилие, создаваемое гидравлическим домкратом. Таблица 7 составлена для двух гидравлических домкратов с рабочими диаметрами цилиндра 93 и 110 мм.

При использовании гидравлических домкратов с другим рабочим диаметром цилиндра необходимо составить соответствующую таблицу, используя формулу

где F — сила давления гидравлического домкрата, Н;

Р — давление масла в системе, МПа;

S — площадь поперечного сечения цилиндра применяемого гидравлического домкрата (см 2 ), рассчитана по формуле

где d — рабочий диаметр цилиндра гидравлического домкрата, см.

Примечание. Указанные выше требования действительны для однокамерных гидравлических домкратов.

2. В зависимости от наличия оборудования и условий ремонта опрессовку обмоток выполнять одним из двух способов:

в один прием с применением полного комплекта (4 — 8 шт.) гидравлических домкратов (количество домкратов в комплекте определяется количеством нажимных винтов на обмотке);

последовательно в несколько приемов с применением двух гидравлических домкратов.

Пересчет давления масла в системе на усилие, создаваемое гидравлическим домкратом

Давление масла в системе, МПа (кгс/см 2 )

Примечание. Указанные выше требования действительны для однокамерных гидравлических домкратов.

Первый способ опрессовки обмоток следует применять, в случае демонтажа съемной части бака (колокола) или подъема, активной части трансформатора.

Второй способ опрессовки обмоток применять когда не требуется обязательного демонтажа съемной части бака и доступность к активной части без демонтажа или с демонтажем отдельных узлов (высоковольтных вводов, коробок вводов НН, технологических люков) такова, что позволяет поочередно устанавливать два (по одному с двух диаметрально противоположных сторон обмотки) гидравлических домкрата к каждому нажимному винту.

3. Проверка работоспособности гидродомкратов и гидросистемы.

Собрать схему, как указано на рис. 41.

Для исключения попадания воздуха в гидравлическую систему сборку трубопроводов выполнить следующим образом:

подсоединить шланг к насосной станции (насосу) и распределительную коробку к шлангу;

создать уклон подсоединительного шланга для свободного выхода воздуха через открытые отверстия распределительной коробки;

подсоединить к распределительной коробке шланги высокого давления и прокачать маслом;

заполнить гидравлические домкраты маслом до выхода поршня на 30 — 35 мм (временно подсоединив их к шлангам). Отсоединить гидравлические домкраты от шлангов. Нажатием на поршень (при повернутом домкрате ниппелем вверх) вытеснить из гидравлического домкрата воздух и масло. При слабом вытекании масла из ниппеля гидравлического домкрата и шланга подсоединить гидравлические домкраты к шлангу.

Поместить гидравлические домкраты в специальную скобу, как указано на рис. 41. Проверить работу схемы, создав давление на 5 — 6 МПа больше рабочего давления при опрессовке, выдержать при этом давлении 10 мин. Если при проверке будут выявлены течи в системе, то после устранения течей проверку повторить.

Рис. 41. Схема проверки работоспособности гидродомкратов и гидросистемы:

1 — отсечной кран; 2 — манометр; 3 — магистральный шланг; 4 — распределительные шланги; 5 — маслостанция; 6 — вентиль сброса давления; 7 — скоба для испытания гидравлических домкратов

Приложение 5

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИНДУКЦИОННОЙ ОБМОТКИ ДЛЯ ПРОГРЕВА ТРАНСФОРМАТОРА

Индукционная обмотка для прогрева трансформаторов выполняется из медного или алюминиевого проводов намотанных на бак. Для увеличения КПД бак следует предварительно утеплить негорючим материалом (асбокартон или асботкань). Для поддержания витков обмотки в нужном положении их необходимо укладывать в пазы деревянных реек, установленных вокруг бака трансформатора на расстоянии не более 500 мм. Обмотка должна располагаться как можно ближе к стенке бака. С этой целью рейку следует выбирать сечением не более 50?50 мм, с пазами по всей высоте. Количество пазов зависит от общего количества витков обмотки. Глубина и ширина паза должна соответствовать диаметру провода, вкладываемого в паз. Обмотка может быть однофазного или трехфазного исполнения.

Для разгрузки сети питающей обмотку от реактивной мощности включается конденсаторная батарея.

Компенсирующая емкость (мкФ) определяется по формуле

Реактивная мощность компенсирующей емкости (квар) определяется по формуле

где Р — активная мощность потребляемая для прогрева, кВт;

U — напряжение сети, В;

1,6 — усредненное значение tgj для индукционной обмотки.

Расчет мощности, количества витков и тока в обмотке (ориентировочно), необходимых для прогрева трансформатора без системы охлаждения, производится следующим образом. В зависимости от утепления и температуры окружающего воздуха определяется мощность Р (кВт) для прогрева трансформатора по формуле

с маслом Р = 1,8 Klh (120 — tокр ) ? 10 -3. (2)

где К — коэффициент теплоотвода (выбирается по табл.8 в зависимости от условий прогрева и толщины теплоизоляции);

l — периметр бака, м;

h — высота боковой поверхности бака, м;

tокр — температура окружающей среды, °С.

Полная мощность нагрева N (кВ?А) определяется по формуле

где cosj — коэффициент мощности намагничивающей обмотки, равный 0,53 — 0,50 (для всех типов намагничивающей обмотки)

Фазный ток намагничивающей обмотки Iф (А) определяется по формуле

где U — линейное напряжение источника питания, В.

Сечение провода S (мм 2 ) намагничивающей обмотки определяется по формуле

где 1,3 — коэффициент, учитывающий возможность регулирования активной мощности в сторону увеличения ее на 30 %;

Iдоп — допускаемая плотность тока (определятся по табл. 9)

Зависимость коэффициента теплоотвода от условий прогрева и трещины теплоизоляции

Общее количество витков определяется по формуле

где А — удельная длина провода намагничивающей обмотки (определяется по рис. 42).

Рис. 42. Кривая зависимости удельной длины намагничивающей обмотки А от полной мощности прогрева N

Количество витков в верхней и нижней частях бака (целое число) определяется по формуле

Количество витков в средней части бака — по формуле

Для регулирования активной мощности следует предусмотреть дополнительные витки.

Удельный расход мощности электронагревательных печей закрытого типа для подогрева дна бака трансформатора выбирается по табл. 10.

Активная мощность Рд (кВт) определяется по формуле

Полная мощность (кВ?А) — по формуле

Общее количество витков намагничивающей обмотки (WSд ) с учетом дополнительных витков составляет

где Ад — определяется по рис. 42.

Удельный расход мощности электронагревательных печей

Примечание. Высоту hо намагничивающей обмотки принимать в пределах 80 — 85 % высоты боковой поверхности бака.

Количество дополнительных витков определяется по формуле

Количество дополнительных витков в фазе — по формуле

Расстояние между витками (D) определяется по формуле:

где d — диаметр обмоточного провода, мм;

ho — высота намагничивающей обмотки, мм.

В трехфазных индукционных обмотках (рис. 43) направление тока в средней части их должно быть встречным по отношению к крайним.

Рис. 43. Трехфазная индукционная обмотка с компенсирующей емкостью

ВТОРОЙ ВАРИАНТ РАСЧЕТА ИНДУКЦИОННОЙ ОБМОТКИ ДЛЯ ПРОГРЕВА ТРАНСФОРМАТОРА

Количество витков обмотки можно определить из формулы, если принять периметр бака за короткозамкнутый виток вторичной обмотки трансформатора.

где — коэффициент, определяющий соотношение удельных электрических сопротивлений материалов, из которых выполнена обмотка (медь — 0,0172, алюминий — 0,283 и т.д.), соответственно и бак трансформатора (сталь — 0,13);

— коэффициент, определяющий соотношение длин одного витка обмотки к периметру бака под обмоткой;

— коэффициент, определяющий соотношение сечения стенки бака в пределах высоты обмотки к сечению провода одного витка обмотки;

— коэффициент, определяющий соотношение задаваемого КПД к относительной величине мощности, теряемой при передаче энергии из обмотки в бак.

Мощность, необходимая для разогрева бака трансформатора может быть определена из формулы

где Q — разность температур стенки бака (около 120 °С) и окружающим воздухом.

В то же время потери активной мощности в поясе бака под обмоткой составляют

ЭДС, возбуждаемая в короткозамкнутом контуре «пояса» бака при подаче напряжения U0 на обмотку

где Zd — полное электрическое сопротивление «пояса» бака, определяемое по формуле

где xd — индуктивное сопротивление рассеяния

где f — частота питающей сети;

m0 = 2p10 -7 гн/м — магнитная проницаемость вакуума;

Крог = 0,93 — 0,98 — коэффициент Роговского;

— расчетная величина канала рассеяния;

— расстояние между стенкой бака и обмоткой;

аd — толщина стенки бака;

а0 — толщина обмотки;

h ’ — высота «пояса» бака.

где rd — активное сопротивление материала «пояса» бака

В первом приближении количество витков в обмотке

На основании равенства ампервитков обмотки и «пояса» бака ток в обмотке можно определить

Откуда, исходя из допустимой плотности тока для проводов, находящихся на открытом воздухе определяется сечение провода обмотки.

где I0 — допустимая плотность тока обмотки (в А/мм 2 ).

Активное сопротивление одного витка обмотки

Принимая во внимание (23) затраты активной мощности на нагрев бака

Потери активной мощности в обмотке

Общие затраты активной мощности на нагрев

Затраты мощности на нагрев

Коэффициент мощности индукционной обмотки

КПД схемы нагрева

поделим числитель и знаменатель на

Подставляя в (32) данные r0 и rd. подставляя конструктивные значения Кr. Kl. Ks. Kp получим, что количество витков обмотки равно

Дробное число следует округлить до целого.

2. Общие положения. 1

3. Указания мер безопасности. 3

4. Приемка в ремонт трансформатора и хранение ремонтного фонда. 10

5. Демонтаж трансформатора на фундаменте, предремонтные испытания, перемещение трансформатора на место ремонта. 10

6. Разборка трансформатора. 11

7. Ремонт активной части трансформатора. 12

8. Сборка трансформатора. 23

9. Подсушка, сушка твердой изоляции трансформатора. 25

10. Ремонт основных наружных узлов трансформатора. 26

10.1. Ремонт бака 26

10.2. Ремонт расширителя 26

11. Ремонт предохранительных устройств. 27

11.1. Ремонт предохранительного клапана 27

11.2. Ремонт отсечного клапана 28

11.3. Ремонт предохранительной трубы 29

11.4. Ремонт реле давления 30

11.5. Ремонт газового реле (реле Бухгольца) 30

11.6. Ремонт защитного реле РГ-25/10 33

12. Ремонт контрольно-измерительной аппаратуры. 33

12.1. Ремонт плоского маслоуказателя 33

12.2. Ремонт трубчатого маслоуказателя 33

12.3. Ремонт стрелочного маслоуказателя типа МС 34

12.4. Ремонт термосигнализатора ТС-110 34

12.5. Ремонт термометра типа А 34

12.6. Ремонт реле уровня масла 38

13. Ремонт вводов. 38

14. Ремонт средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха. 46

14.1. Ремонт воздухоосушителя 46

14.2. Ремонт установки азотной защиты масла 46

14.3. Ремонт пленочной защиты масла 48

14.4. Ремонт фильтров непрерывной регенерации масла (термосифонные фильтры) 50

14.5. Ремонт адсорбных фильтров 50

15. Ремонт системы охлаждения. 50

15.1. Ремонт системы охлаждения типа ДЦ 50

15.2. Ремонт системы охлаждения типа Ц 53

15.3. Ремонт системы охлаждения типа М 54

15.4. Ремонт труб системы охлаждения и газоотвода 55

15.5. Ремонт арматуры 56

15.6. Ремонт шкафов автоматического управления типа ШАОТ, ШД, АД-2 и др. 57

16. Монтаж трансформатора на фундаменте. 57

17. Пайка медных деталей трансформатора. 59

17.1. Подготовка деталей к электроконтактной пайке медно-фосфористым припоем 59

17.2. Последовательность проведения работ 60

17.3. Пайка демпферов с шинной медью 60

17.4. Пайка паяльником проводов оловянно-свинцовым припоем 60

17.5. Пайка провода с наконечником 61

17.6. Зачистка после пайки 61

17.7. Дефекты пайки 61

17.8. Контроль качества паяного соединения 61

18. Сварка проводов и шин из алюминия и его сплавов. 62

18.1. Ручная дуговая сварка 62

18.2. Аргоно-дуговая сварка неплавящимся электродом 62

18.3. Аргоно-дуговая сварка плавящимся электродом 62

19. Защитные покрытия. 62

20. Ремонт фарфоровых покрышек изоляторов. 63

21. Требования к трансформаторным маслам. 63

Приложение 1. Перечень основного технологического оборудования и инструмента, используемого при проведении капитального ремонта трансформатора. 64

Приложение 2. Перечень основных материалов, используемых при проведении капитального ремонта трансформатора. 66

Приложение 3. Основные характеристики окружающего воздуха. 69

Приложение 4. Опрессовка обмоток трансформаторов гидравлическими домкратами при капитальном ремонте. 72

Приложение 5. Определение параметров индукционной обмотки для прогрева трансформатора. 74

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *