Меню

Проект капитального ремонта трансформатора

Текущий и капитальный ремонт трансформаторов

В процессе эксплуатации отдельные части трансформатора под влиянием термических, электродинамических, механических и других воздействий постепенно теряют свои первоначальные свойства и могут прийти в негодность.

В целях своевременного обнаружения и устранения развивающихся дефектов и предупреждения аварийных отключений для трансформаторов периодически проводятся текущие и капитальные ремонты.

Текущий ремонт трансформатора производится в следующем объеме :

а) наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте,

б) чистка изоляторов и бака,

в) спуск грязи из расширителя, доливка в случае необходимости масла, проверка маслоуказателя,

г) проверка опускного крана и уплотнений,

д) осмотр и чистка охлаждающих устройств,

е) проверка газовой защиты,

ж) проверка целости мембраны выхлопной трубы,

з) проведение измерений и испытаний.

Для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой производятся внеочередные ремонты регулирующего устройства в соответствии с указаниями заводской инструкции в зависимости от числа произведенных переключений.

При ремонте трансформаторов с принудительным масловодяным охлаждением следует обратить особое внимание на отсутствие подсоса воздуха в систему циркуляции масла и на проверку герметичности охладителей.

Герметичность охладителей проверяется путем создания избыточного давления поочередно со стороны масляной, а затем водяной системы согласно действующим инструкциям.

Периодичность чистки и испытания охладителей зависит от местных условий (загрязнения воды, состояния охладителей) и производится не реже 1 раза в год.

При ремонте проверяется также состояние термосифонных фильтров и воздухоосушителей.

У маслонаполненных вводов трансформаторов при ремонте производятся отбор пробы масла, доливка масла, в случае необходимости — и измерение тангенса угла диэлектрических потерь (не реже 1 раза в 6 лет).

Ввиду того что масло в вводах трансформаторов через несколько лет работы приходит в негодность, при ремонте иногда возникает необходимость смены ввода. Опыт эксплуатации также показывает, что для маслонаполненных вводов с барьерной изоляцией через 10 — 12 лет работы на трансформаторах недостаточна только смена масла, а необходим капитальный ремонт с разборкой, чисткой и при необходимости сменной изоляции ввода.

Капитальный ремонт трансформаторов

Трансформатор имеет достаточно большие запасы электрической прочности изоляции и является весьма надежным аппаратом в эксплуатации.

Трансформаторы имеют маслобарьерную изоляцию. В качестве основной твердой изоляции для трансформатора используется прессшпан. Изготовляемый до последнего времени отечественными заводами прессшпан дает с течением времени усадку, что является его существенным недостатком.

Как правило, для трансформаторов применяется жесткая система запрессовки обмотки, которая не обеспечивает автоматическую подпрессовку обмотки по мере усадки прессшпана. Поэтому после нескольких лет работы для трансформаторов предусматривается проведение капитальных ремонтов, при которых основное внимание должно быть уделено подпрессовке обмоток.

При отсутствии необходимых подъемных приспособлений капитальный ремонт допускается производить с осмотром сердечника в баке (при снятой крышке), если при этом обеспечена возможность производства подпрессовки и расклиновки обмоток.

Для ответственных трансформаторов первоначальный срок капитального ремонта после ввода в эксплуатацию установлен в 6 лет, для остальных — по результатам испытаний по мере необходимости.

Капитальный ремонт трансформатора производится в следующем объеме:

а) вскрытие трансформатора, подъем сердечника (или съемного бака) и осмотр его,

б) ремонт магиитопровода, обмоток (подпрессовка), переключателей и отводов,

в) ремонт крышки, расширителя, выхлопной трубы (проверка целости мембраны), радиаторов, термосифонного фильтра, воздухо осушителя, кранов, изоляторов,

г) ремонт охлаждающих устройств,

д) чистка и окраска бака,

е) проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств,

ж) очистка или смена масла,

з) сушка активной части (в случае необходимости),

Источник

Проект капитального ремонта трансформатора

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

Трансформаторы силовые масляные общего назначения

Общие технические условия на капитальный ремонт

Нормы и требования

29.180
ОКП 34 1100 7

Дата введения 2010-01-11

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандартов организации — ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»

Настоящий стандарт устанавливает технические требования к ремонту трансформаторов силовых масляных и требования к качеству отремонтированных трансформаторов силовых масляных.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики «Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования», установленными в разделе 7 СТО «Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования».

Применение настоящего стандарта совместно с другими стандартами ОАО РАО «ЕЭС России» и НП «ИНВЭЛ» позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

— является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту трансформаторов силовых масляных общего назначения для тепловых электростанций, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

— устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и трансформаторам силовым масляным общего назначения в целом в процессе ремонта и после ремонта;

— устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных трансформаторов силовых масляных общего назначения с их нормативными и доремонтными значениями;

— распространяется на капитальный ремонт трансформаторов силовых масляных общего назначения;

— предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ «О техническом регулировании»

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации и основные параметры методов окрашивания

ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.024-87 Система стандартов безопасности труда. Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля

ГОСТ 27.002-89* Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 27.002-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 645-89 Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от 110 до 500 кВ. Технические условия

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСТ 901-78 Лаки бакелитовые. Технические условия

ГОСТ 1033-79 Смазка солидол жировой. Технические условия

ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжения 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции

ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность

ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность

ГОСТ 3553-87 Бумага телефонная. Технические условия

ГОСТ 3826-82 Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками. Технические условия

ГОСТ 3956-76 Силикагель технический. Технические условия

ГОСТ 4194-88 Картон электроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением. Технические условия

ГОСТ 4514-78 Ленты для электропромышленности. Технические условия

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 8008-75 Трансформаторы силовые. Методы испытаний устройств переключения ответвлений обмоток

ГОСТ 8726-88 Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые. Технические условия

ГОСТ 8984-75 Силикагель-индикатор. Технические условия

ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

ГОСТ 12769-85 Бумага электроизоляционная крепированная. Технические условия

ГОСТ 12855-77 Пластина резиновая для трансформаторов. Технические условия

ГОСТ 12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия

ГОСТ 13873-81 Изоляторы керамические. Требования к качеству поверхности

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 17512-82 Электрооборудование и электроустановки на напряжение 3 кВ и выше. Методы измерения при испытаниях высоким напряжением

ГОСТ 17544-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условия

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 19249-73 Соединения паяные. Основные типы и параметры

ГОСТ 19738-74 Припои серебряные. Марки

ГОСТ 20690-75 Электрооборудование переменного тока на напряжение 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 24126-80 Устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия

ГОСТ 24874-91 Бумага электроизоляционная трансформаторная. Технические условия

СТО утвержден Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.07 г. Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования*
_________________
* Вероятно ошибка оригинала. СТО утвержденный Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.2007 имеет название «Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения». Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.012-2008 с наименованием «Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования», утвержденный приказом НП «ИНВЭЛ» от 01.07.2008 N 12/9. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 17330282.27.100.006-2008* Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования
________________
* Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.006-2008, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования

Читайте также:  Ресурс до капитального ремонта уаз

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1.1 требование: Норма, правила, совокупность условий, установленных в документе (нормативной и технической документации, чертеже, стандарте), которым должны соответствовать изделие или процесс.

3.1.2 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность . ).

3.1.3 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований.

3.1.4 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.5 качество ремонта оборудования: Степень выполнения требований, установленных в нормативной и технической документации, при реализации комплекса операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования или его составных частей.

3.1.6 оценка качества ремонта оборудования: Установление степени соответствия результатов, полученных при освидетельствовании, дефектации, контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам качества оборудования, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.7 технические условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий требования к дефектации изделия и его составных частей, способы ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям оборудования в процессе ремонта и после ремонта.

3.2 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

НТД — Нормативная и техническая документация.

ППР — Проект производства работ.

РПН — Регулирование под напряжением.

4 Общие положения

4.1 Подготовка трансформаторов силовых масляных общего назначения (далее трансформатор) к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны производиться в соответствии с нормами и требованиями СТО 70238424.27.100.017-2009.

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены СТО 17330282.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных трансформаторов. Порядок проведения оценки качества ремонта трансформаторов устанавливается СТО, утвержденным Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.07 г.

4.3 Требования настоящего стандарта, кроме капитального, могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах трансформаторов. При этом учитываются следующие особенности их применения:

— требования к составным частям и трансформаторам в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

— требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных трансформаторов с их нормативными и доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;

— требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных трансформаторов с их нормативными и доремонтными значениями при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным для установления работоспособности трансформаторов силовых масляных.

4.4 При расхождении требований настоящего стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до утверждения настоящего стандарта, необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта.

При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на трансформаторы и при выпуске нормативных документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой изменение требований к отремонтированным составным частям и трансформаторам в целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в настоящий стандарт.

4.5 Требования настоящего стандарта распространяются на капитальный ремонт трансформаторов в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку трансформаторов или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации трансформаторов сверх полного срока службы, требования настоящего стандарта на ремонт применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации.

5 Общие технические сведения

5.1 Конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение трансформаторов должны соответствовать ГОСТ 11677, ГОСТ 12965, ГОСТ 17544 и паспортам трансформаторов.

5.2 Стандарт разработан на основе конструкторской, нормативной и технической документации заводов-изготовителей: ОАО «Запорожтрансформатор», ОАО «ПК ХК «Электрозавод», ОАО «Трансформатор» и ОАО «Уралэлектротяжмаш».

6 Общие технические требования

6.1 Ремонт трансформаторов должен производиться в соответствии с проектом производства работ (ППР).

6.2 Материалы и комплектующие изделия, применяемые при ремонте трансформаторов, по своим свойствам должны соответствовать указанным в конструкторской документации и удовлетворять требованиям действующих стандартов или технических условий. Качество материалов и комплектующих изделий должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков или протоколами испытаний образцов.

6.3 Перед дефектацией составные части трансформатора (бак, расширитель, предохранительная труба, радиаторы или охладители, фильтры, а также активная часть) должны быть очищены от загрязнений и коррозии. Активная часть должна быть промыта сухим трансформаторным маслом, соответствующим классу напряжения ремонтируемого трансформатора, см. СО 34.45-51.300 [1].

6.4 При дефектации составных частей трансформатора необходимо использовать виды контроля и испытаний по ГОСТ 16504:

— технический осмотр;

— измерительный контроль;

— гидравлические испытания;

— электрические испытания.

6.5 По результатам технического осмотра и испытаний составные части трансформатора подразделяются на три группы:

— годные к эксплуатации без ремонта;

— требующие ремонта;

— подлежащие замене.

6.6 Замене подлежат составные части, ремонт которых не гарантирует восстановления их технических характеристик или экономически нецелесообразен.

6.7 Конструкция восстанавливаемых составных частей трансформатора должна соответствовать чертежам завода-изготовителя. Допускается применение чертежей ремонтного предприятия, выполненных на основании измерений составных частей, требующих замены или восстановления.

6.8 Повторному использованию не подлежат маслоуплотнительные прокладки, сальниковые набивки, шнуры.

6.9 При разборке трансформатора следует проверить наличие маркировки деталей и составных частей; при отсутствии маркировки — нанести ее в соответствии с чертежами.

6.10 Изделия для уплотнения разъемов должны быть выполнены из резины по ГОСТ 12855.

6.11 Трансформаторное масло для заполнения трансформаторов в соответствии с классом напряжения данного трансформатора должно удовлетворять требованиям СО 34.45-51.300 [1]. Допускается применять смеси трансформаторных масел в соответствии с руководящими документами на силовые масляные трансформаторы предприятия-изготовителя.

По показателям качества регенерированное трансформаторное масло должно удовлетворять требованиям СО 34.45-51.300 [1] для свежего сухого масла перед заливкой в оборудование.

6.12 Изоляционные материалы, запасные части, сборочные единицы и детали следует хранить в соответствии с нормативно-технической документацией на поставку.

6.13 Ремонт трансформатора должен проводиться в соответствии с требованиями технологических инструкций. Пооперационные испытания трансформаторов в процессе ремонта должны соответствовать требованиям настоящего стандарта.

6.14 Крепежные изделия должны соответствовать стандартам и чертежам.

6.15 Состояние резьбы необходимо проверять визуально и навинчиванием гаек от руки.

6.16 Крепежные изделия с поврежденными резьбовыми поверхностями должны быть заменены при наличии:

— выкрашивания или срывов резьбы на длине более одного шага;

— трещин;

— забоин;

— задиров;

— повреждений граней на гайках и головках болтов более 5% номинального размера.

6.17 Крепежные изделия с резьбовыми поверхностями подлежат ремонту при повреждениях резьбы более 10% длины витка. Дефект следует устранять прогонкой резьбонарезным инструментом.

6.18 Повреждения гладкой части болтов (шпилек) должны быть устранены механической обработкой. Допускается уменьшение диаметра не более 3% от номинального.

6.19 Шплинты повторному применению не подлежат.

6.20 Пружинные шайбы повторному использованию не подлежат.

6.21 Шпонки должны быть заменены при наличии вмятин, сколов и задиров. При нарушении стенок шпоночного паза допускается увеличение его ширины не более чем на 15% с установкой новой шпонки.

6.22 Штифты подлежат замене при износе и ослаблении посадки.

7 Требования к составным частям

7.1 Требования к обмоткам

7.1.1 Обмотки должны соответствовать требованиям рабочих чертежей завода-изготовителя и настоящего стандарта.

7.1.2 К изоляционным деталям обмоток предъявляются следующие требования:

7.1.2.1 Изоляционные детали обмоток не должны иметь расслоений, рваных краев, «ворса», заусенцев и загрязнений, наплывов и пузырьков лака.

7.1.2.2 Электротехнические бумажно-бакелитовые цилиндры должны соответствовать требованиям ГОСТ 8726.

7.1.2.3 Кабельная бумага должна соответствовать ГОСТ 645, бумага электроизоляционная трансформаторная — ГОСТ 24874, телефонная бумага — ГОСТ 3553, крепированная бумага — ГОСТ 12769, лакоткань — техническим условиям на изготовление данного материала, киперная и тафтяная ленты — ГОСТ 4514.

7.1.3 При намотке обмоток необходимо производить визуальный контроль изоляции проводов. Поврежденную изоляцию проводов следует срезать на конус длиной, равной десятикратной толщине изоляции.

Восстановить изоляцию необходимо в соответствии с типовой технологической инструкцией на ремонт и перемотку обмоток трансформаторов силовых масляных кабельной или электроизоляционной трансформаторной бумагой, бандажировать крепированной бумагой или подклеивать концы бумаги бакелитовым лаком ГОСТ 901 или клеем КМЦ 55/500, изготовленным в соответствии с техническими условиями на изготовление метилцеллюлозных клеев, либо типовой технологической инструкции на изготовление главной и продольной изоляции обмоток трансформаторов.

7.1.4 В процессе намотки, отделки и ремонта, а также перед насадкой обмотки необходимо проводить контроль ее геометрических размеров и визуальный контроль качества в соответствии с типовой технологической инструкцией на ремонт и перемотку обмоток трансформаторов силовых масляных.

7.1.4.1 Предельные отклонения внутреннего и наружного диаметров обмоток, а также овальность обмоток должны находиться в пределах допусков.

7.1.4.2 Рейки обмоток должны выступать за прокладки в радиальном направлении не менее чем на 1,5 мм.

7.1.4.3 Толщина реек может быть уменьшена от 1 до 2 мм по сравнению с размером, указанным на чертеже, если внутренние и наружные диаметры обмоток не укладываются в предельные отклонения. При этом должны быть выдержаны требования к разности установочных размеров по диагонали по остову трансформатора, см. 7.2.5.

Читайте также:  Когда проектная документация при капитальном ремонте не требуется

7.1.4.4 Расхождение расстояний между любой парой реек не должно быть более ±5 мм.

7.1.4.5 Отклонение оси прокладок от вертикали не должно быть более ±5 мм.

7.1.4.6 Катушки обмотки должны иметь плотную намотку. Намотку считать плотной, если между проводами катушек под вторым витком в четырех — пяти местах по окружности не входит полоса картона толщиной 0,5 мм и шириной 60 мм.

7.1.4.7 Соединения в обмотках проводов между собой, проводов с проводом емкостного кольца, проводов с регулировочными отводами должны соответствовать требованиям ГОСТ 19249 и чертежа.

7.1.4.8 Пайку медных проводов следует производить серебряным припоем ГОСТ 19738.

7.1.4.9 При выполнении пайки обмотки должны быть защищены от попадания в них металлических опилок и брызг.

7.1.4.10 Поврежденную в процессе пайки изоляцию необходимо восстановить по результатам визуального контроля состояния изоляции проводов обмоток.

7.1.4.11 При изолировании мест соединения проводов с изоляцией толщиной 0,55; 0,72; 0,96 мм поверх изоляции из телефонной бумаги следует установить коробочки из электроизоляционного картона толщиной 0,5 мм длиной от 80 до 100 мм. Коробочки устанавливаются с двух сторон и бандажируются крепированной бумагой или тафтяной лентой в один слой с перекрытием 0,5 ширины ленты.

7.1.5 Замыкания между параллельными проводами, витками и обрывы проводов в обмотках не допускаются.

7.1.6 При проведении измерений обмотки должны быть запрессованы усилием в соответствии с требованиями типовых технологических инструкций на капитальный ремонт трансформаторов силовых масляных общего назначения.

7.1.7 Перед насадкой обмотки должны пройти сушку в соответствии с требованиями типовых технологических инструкций на капитальный ремонт трансформаторов силовых масляных общего назначения.

7.2 Требования к остову

7.2.1 Пластины магнитной системы не должны иметь забоин, надрывов, мест подгаров лакового покрытия и активной стали.

7.2.2 При нанесении дополнительного покрытия на пластины допускается подгар или пропуски лаковой пленки, если количество таких пластин не превышает 5% одного типоразмера в соответствии с отраслевым стандартом на остовы с шихтованной магнитной системой; допустимый подгар или пропуски лаковой пленки — менее 3% площади поверхности пластины.

7.2.3 Удельное электрическое сопротивление одной пластины после нанесения дополнительного покрытия должно быть не менее 0,2·10 Ом·м .

7.2.4 При сборке магнитной системы зачищенные от подгаров лакового покрытия и заизолированные места на соседних пластинах не должны совпадать.

7.2.5 При закладке пакета разность установочных размеров по диагонали не должна быть более 2 мм для размера до 2000 мм и 3 мм для размера более 2000 мм.

При зашихтовке магнитной системы трансформаторов до 1000 кВА разность установочных размеров по диагонали не нормируется.

7.2.6 Магнитная система должна удовлетворять следующим требованиям:

— зазоры в местах стыков и «гребешки» пластин должны быть не более 1,5 мм;

— нахлест пластин не допускается;

— на собранном остове разрешается наличие зазоров и «гребешков» до 2 мм, если их количество не превышает 10% общего количества стыков, и до 2,5 мм, если их количество не превышает 5% общего количества стыков.

7.2.7 Разновысотность полок нижних ярмовых балок одна относительно другой не должна превышать 3 мм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ·А, 5 мм — мощностью до 10000 кВ·А включительно и 8 мм — мощностью более 10000 кВ·А.

7.2.8 Затяжку ярма необходимо производить равномерно. При этом давление в центральном пакете должно находиться в пределах от 0,2 до 0,4 МПа (от 2 до 4 кгс/см ).

7.2.9 Отклонение оси стержня от вертикали для трансформаторов мощностью свыше 6300 кВ·А не должно быть более 1,5 мм на один метр высоты.

Для остовов 1, 2 и 3 габаритов отклонение оси стержня от вертикали не нормируется.

7.2.10 Магнитные системы трансформаторов и металлические конструктивные элементы должны иметь надежное металлическое соединение с баком (заземление).

7.2.11 Изоляция стяжных шпилек, бандажей, полубандажей и ярмовых балок относительно активной стали до и после опрессовки должна удовлетворять требованиям конструкторской, нормативной и технической документации завода-изготовителя силовых масляных трансформаторов и СО 34.45-51.300 [1].

7.3 Требования к активной части

7.3.1 Изоляционные детали должны быть выполнены в соответствии с рабочими чертежами завода-изготовителя.

7.3.2 При сборке не должна применяться загрязненная изоляция и изоляция с повреждениями. Контроль — визуальный.

7.3.3 Смещения полок нижних ярмовых балок друг относительно друга необходимо устранить путем подгонки изоляции по месту.

7.3.4 Отклонения размеров взаимного расположения элементов изоляции должны соответствовать техническим требованиям предприятия-изготовителя, регламентирующим отклонение линейных геометрических размеров активных частей силовых трансформаторов.

7.3.4.1 Оси смежных прокладок уравнительной и ярмовой изоляции, установленных между плоскостями обмотки и ярмовыми балками, не должны иметь смещение друг относительно друга более чем на 6 мм для трансформаторов мощностью до 63000 кВ·А и 10 мм — для трансформаторов мощностью свыше 63000 кВ·А.

7.3.4.2 При намотке цилиндров из электроизоляционного картона стыки листов в слоях по окружности необходимо смещать не менее чем на два поля обмотки, при этом перекрытие листов должно быть: при толщине электрокартона 3 мм — (150±25) мм, при толщине 2 мм — (100±15) мм.

7.3.4.3 После намотки, перед насадкой обмоток, необходимо проверить диаметр цилиндра на соответствие чертежу завода-изготовителя. Измерение следует производить в двух местах по высоте цилиндра: 0,25Н и 0,75Н, где Н — высота цилиндра, по двум взаимно перпендикулярным осям. Насадка обмоток должна быть плотной.

7.3.4.4 В насаженных обмотках допускается смещение вертикальных осей дистанционных прокладок относительно прокладок концевой изоляции обмоток в пределах 10 мм.

При этом дистанционные прокладки обмоток не должны выходить за пределы прокладок концевой изоляции.

7.3.4.5 Предельные отклонения размеров между осями промежуточных реек активной части по отношению к рейкам обмоток не должно быть более ±10 мм.

7.3.4.6 Направляющие полосы, используемые для установки угловых шайб, разрешается не удалять при условии:

— если ширина полосы не превышает высоты угловой шайбы и при этом полоса оседает на кольцо из электрокартона;

— если полоса не имеет механических повреждений (складок, вмятин, надрывов).

7.3.5 Зазор между цилиндрами и прессующими кольцами должен быть:

— не менее 8 мм для трансформаторов классов напряжения до 35 кВ;

— 17 мм для трансформаторов классов напряжения 110 и 150 кВ;

— 20 мм для трансформаторов классов напряжения от 220 до 750 кВ.

7.3.6 Крепление отводов должно удовлетворять следующим требованиям:

— деревянные, гетинаксовые планки, бумажно-бакелитовые трубки не должны иметь трещин, искривлений и надколов; поврежденные детали необходимо заменить новыми, предварительно просушенными при температуре от 100 до 105 °С в течение 48 часов и пропитанными сухим трансформаторным маслом при температуре масла 50 °С;

— изолированные отводы не должны иметь нарушений целостности изоляции, оплетки или бандажа;

— изгиб изолированного гибкого провода должен быть выполнен радиусом, равным не менее пяти диаметров провода с изоляцией;

— гибкие соединения не должны иметь повреждений отдельных лент, складок, забоин, изломов;

— поврежденные соединения необходимо заменить новыми, изготовленными из луженой медной ленты тех же размеров;

— резьбовые соединения элементов крепления и несущей конструкции отводов, а также выводов переключателей должны быть тщательно затянуты и застопорены от самоотвинчивания (стальные крепежные изделия — кернением в трех точках). Затяжка должна быть плотной, зажатие отводов в креплениях должно исключать их повреждение;

— отводы обмоток в местах прохода через закрепляющие планки должны быть заизолированы дополнительной изоляцией из электрокартона ГОСТ 4194 толщиной 0,5 мм и плотно без перекосов зажаты креплениями.

7.3.7 Схема заземления должна соответствовать чертежу. Шинки заземления не должны иметь подгаров и надрывов.

Поврежденные шинки заменить новыми, изготовленными из луженой медной ленты тех же размеров. Их длина должна обеспечивать установку без натяга.

7.3.8 Гибку медных шин, прутков, выполнение паяных соединений и изолирование отводов производить в соответствии с техническими требованиями завода-изготовителя на изготовление активной части силовых трансформаторов.

При прохождении отводов в отверстиях междуфазной перегородки между отводами и краями отверстий перегородки должен быть зазор не менее 20 мм.

7.3.9 Не допускаются прожоги, подгары изоляции при пайке. Изоляция на отводах должна быть наложена плотно, все пустоты должны быть заполнены, согласно типовой технологической инструкции на изготовление главной и продольной изоляции обмоток трансформаторов, лакотканью, изготовленной в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, или кабельной бумагой по ГОСТ 645. Поверх изоляции должен быть наложен бандаж из тафтяной или киперной ленты ГОСТ 4514. В качестве бандажа может быть использована лакоткань.

7.3.10 Обмотки, отводы, бумажно-бакелитовые цилиндры не должны иметь механических повреждений.

7.3.11 Обмотки должны быть запрессованы усилием, указанным в заводской документации на данный трансформатор, с учетом корректировки усилия запрессовки на состояние изоляции обмоток в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов. Осевую прессовку обмоток необходимо производить равномерно по всей окружности; после прессовки затянуть контргайки прессующих винтов и домкратов.

Обмотки должны запрессовываться гидродомкратами. Подпрессовку обмоток трансформаторов мощностью до 80 MB·А допускается производить моментными ключами в соответствии с конструкторской, нормативной и технической документацией на силовые масляные трансформаторы завода-изготовителя.

7.3.12 Условия пребывания активной части на воздухе должны соответствовать требованиям типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов.

7.3.13 Сушку активных частей трансформаторов производить в соответствии с требованиями типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов.

7.3.14 Вакуумирование и заливку трансформаторов маслом производить в соответствии с конструкторской, нормативной и технической документацией на силовые масляные трансформаторы завода-изготовителя и типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов.

7.4 Требования к устройствам переключения ответвлений обмоток

7.4.1 Изоляционные детали (гетинаксовые плиты, бумажно-бакелитовые трубки и др.) должны быть без сколов и трещин.

Читайте также:  Сто газпрома капитальный ремонт

7.4.2 Поверхности контактов должны быть чистыми, без следов подгара и плотно прилегать друг к другу по всей поверхности.

7.4.3 Сальниковые уплотнения устройств не должны пропускать масло.

7.4.4 Усилие на рукоятке привода при ручном управлении не должно превышать усилий, указанных в паспорте на данное переключающее устройство.

7.4.5 В устройствах РПН на муфтах сцепления вертикального и горизонтального валов должны быть нанесены риски согласно типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов.

7.4.6 В устройствах РПН смещение подвижных и неподвижных дугогасительных контактов один относительно другого в вертикальном и горизонтальном направлениях не должно быть более 1 мм.

Неподвижные дугогасительные контакты должны плотно прилегать к опорной поверхности контактодержателя по всей плоскости.

Спаренные дугогасительные контакты должны касаться неподвижных контактов одновременно.

7.4.7 Давления контактов в устройствах РПН должны соответствовать значениям, указанным в паспортных данных, либо в типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов.

7.4.8 Круговые диаграммы переключающего устройства должны соответствовать требованиям завода-изготовителя.

7.4.9 Течь масла из бака трансформатора в бак контактора не допускается.

7.4.10 Пробивное напряжение и влагосодержание масла в контакторах должно соответствовать требованиям СО 34.45-51.300 [1].

7.5 Требования к баку и арматуре

7.5.1 Бак трансформатора не должен иметь механических повреждений (изгибов, вмятин и пр.).

7.5.2 Сварные швы должны обеспечивать маслоплотность. Обнаруженные места утечек масла необходимо очистить, обезжирить, заварить, удалить шлак. Сварные швы зачистить металлическими щетками. Проверить качество швов на маслоплотность в соответствии с ГОСТ 3484.4 и типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.5.3 Бак трансформатора должен быть снабжен надежным устройством для заземления в соответствии с ГОСТ 11677.

7.5.4 Бак трансформатора с установленной активной частью должен быть испытан на механическую прочность и плотность при вакууме и повышенном внутреннем давлении в соответствии с ГОСТ 3484.4, ГОСТ 3484.5, конструкторской, нормативной и технической документацией на силовые масляные трансформаторы завода-изготовителя и типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов.

7.5.5 На задвижках, затворах и кранах должны быть заменены маслостойкие резиновые и сальниковые уплотнения и проведены гидравлические испытания давлением 0,3 МПа (3 кгс/см ) в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.5.6 Оси катков и кареток должны быть смазаны солидолом ГОСТ 1033.

7.6 Требования к фильтрам

7.6.1 Сетки фильтров не должны иметь оборванных проволок и коррозии; при наличии коррозии и обрыва хотя бы одной проволоки, сетки должны быть заменены новыми по ГОСТ 3826.

7.6.2 Адсорбционные фильтры должны быть заполнены силикагелем по ГОСТ 3956 в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.6.3 Перезарядку адсорбционных фильтров необходимо производить при возрастании кислотного числа масла до величины от 0,1 до 0,15 мг KОН на 1 г масла.

7.6.4 Термосифонные фильтры и воздухоосушители должны быть заполнены силикагелем по ГОСТ 3956 и типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов с влагосодержанием:

— для термосифонных фильтров — не более 1,0%;

— для воздухоосушителей — не более 2,0%.

Для зарядки патронов воздухоосушителей применять силикагель-индикатор по ГОСТ 8984 влагосодержанием не более 2,0%. При изменении окраски индикаторного силикагеля с голубого на розовый, воздухоосушители необходимо перезарядить.

7.7 Требования к системам охлаждения

7.7.1 Системы охлаждения М и Д

7.7.1.1 Каждый радиатор должен быть испытан на плотность давлением трансформаторного масла 0,2 МПа (2 кгс/см ) при температуре масла от 50 до 70 °С в течение 30 мин в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

Обнаруженные течи заварить, а радиаторы должны быть испытаны вновь. Течи масла из радиаторов не должно быть.

7.7.1.2 Внутренняя поверхность радиаторов должна быть промыта чистым сухим трансформаторным маслом, температура которого составляет от 50 до 70 °С. Условием окончания промывки служит отсутствие в пробе масла механических примесей в соответствии с ГОСТ 6370. Пробивное напряжение пробы масла, взятой в конце промывки, должно быть не ниже пробивного напряжения пробы масла, взятой в начале промывки.

Масло для промывки должно удовлетворять требованиям, предъявляемым маслу для заливки в трансформатор.

7.7.1.3 Дисбаланс крыльчаток вентиляторов не должен быть более 0,06 мм в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.7.1.4 Сопротивление изоляции всех электрических цепей относительно земли, включая статорные обмотки электродвигателей, должно быть не ниже 0,5 МОм. Измерение производить мегаомметром на предел измерения от 500 до 1000 В.

7.7.2 Система охлаждения ДЦ

7.7.2.1 Составные части системы должны быть очищены от ржавчины и грязи.

7.7.2.2 Электронасосы должны быть отремонтированы в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации электронасосов. Каждый электронасос должен быть проверен в работе путем перекачивания чистого трансформаторного масла в отдельный бак в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.7.2.3 Каждое охлаждающее устройство должно быть испытано на плотность избыточным давлением трансформаторного масла 0,2 МПа (2 кгс/см ) в течение 30 мин при температуре масла от 50 до 70 °С в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.7.2.4 После испытания на плотность охлаждающие устройства должны быть промыты сухим, горячим, очищенным от примесей трансформаторным маслом в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.7.2.5 Ремонт электродвигателей вентиляторов должен быть произведен согласно инструкции завода-изготовителя.

7.7.3 Система охлаждения Ц

7.7.3.1 Запорная арматура и маслоохладители должны быть подготовлены и испытаны в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.7.3.2 Внутренние поверхности всех труб маслопровода должны быть очищены стальными ершами и промыты чистым трансформаторным маслом.

7.7.3.3 Полностью собранную систему испытать давлением 0,4 МПа (4 кгс/см ) в течение 1 часа; масляную сторону — трансформаторным маслом при температуре от 50 до 70 °С, водяную — водой при температуре не ниже 10 °С в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

7.7.3.4 После испытания собранной системы и до присоединения ее к трансформатору необходимо промыть масляную сторону системы сухим, горячим, очищенным от примесей трансформаторным маслом в соответствии с типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов.

Промывку следует закончить, когда характеристики масла будут удовлетворять требованиям, предъявляемым маслу для заливки в трансформатор, а содержание механических примесей соответствовать ГОСТ 6370.

7.8 Требования к системам защиты масла и изоляции

7.8.1 Трансформаторы, оборудованные азотной или пленочной защитой, должны быть испытаны на плотность согласно типовой технологической инструкции на капитальный ремонт трансформаторов и удовлетворять требованиям инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации трансформаторов, оборудованных азотной или пленочной защитой.

7.9 Требования к вводам

7.9.1 При ремонте вводы классов напряжения до 35 кВ должны быть разобраны, очищены от загрязнений, промыты с внутренней и наружной сторон и тщательно осмотрены.

7.9.2 Фарфоровые изоляторы вводов по качеству поверхности должны соответствовать ГОСТ 13873. Ремонт изоляторов вводов производить согласно типовой технологической инструкции на ремонт фарфоровых покрышек высоковольтных вводов.

7.9.3 Винты для спуска воздуха должны быть уплотнены.

7.9.4 Армированные вводы должны быть испытаны избыточным давлением в соответствии с типовой технологической инструкцией на ремонт высоковольтных вводов классов напряжения 35 кВ и выше.

7.9.5 Ремонт маслонаполненных вводов производить в соответствии с типовой технологической инструкцией на ремонт высоковольтных вводов классов напряжения 35 кВ и выше.

7.9.6 Маслонаполненные вводы классов напряжения 110 кВ и выше после ремонта должны быть испытаны на плотность избыточным давлением масла 0,1 МПа (1 кгс/см ) в течение 30 мин в соответствии с СО 34.45-51.300 [1].

7.10 Требования к контрольным, сигнальным и защитным устройствам

7.10.1 Контрольные, сигнальные и защитные устройства должны соответствовать чертежам и нормативно-техническим документам заводов-изготовителей.

7.10.2 Газовое реле, термометрический сигнализатор, термометр, стрелочный маслоуказатель и другие контрольные и сигнальные устройства должны быть отремонтированы в соответствии с документацией заводов-изготовителей и типовой технологической инструкцией на капитальный ремонт трансформаторов. Испытания должны быть подтверждены протоколом.

7.10.3 Предохранительный клапан должен быть заменен при обнаружении дефектов в соединениях, нарушении целостности пружин или обнаружении на них раковин. Ремонт и регулировка клапана не разрешается.

8 Требования к отремонтированному изделию

8.1 Отремонтированный трансформатор должен соответствовать требованиям конструкторской, нормативной и технической документации завода-изготовителя, настоящего стандарта и СО 34.45-51.300 [1].

8.2 После ремонта наружные поверхности бака, расширителя, предохранительной трубы, радиаторов, охладителей, термосифонного фильтра, трубопроводов и других узлов должны быть окрашены в светлые тона краской без металлических наполнителей, устойчивой к атмосферным воздействиям в соответствии с ГОСТ 11677.

Класс покрытия по внешнему виду — VII по ГОСТ 9.032.

Условия эксплуатации покрытия:

— в части воздействия особых средств — 6/1 по ГОСТ 9.032;

— в части воздействия климатических факторов VI по ГОСТ 9.104.

8.3 При капитальном ремонте трехфазных трансформаторов соотношения потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%, у однофазных трансформаторов отличие измеренных потерь от исходных — не более 10%.

8.4 На отремонтированном трансформаторе не допускается:

— течей масла через уплотнения и сварные швы;

— механических повреждений бака и других узлов, установленных на трансформаторе.

9 Испытания и показатели качества отремонтированных трансформаторов

9.1 Методы проведения эксплуатационных испытаний

Схема измерения изоляции и сами измерения проводить в соответствии с ГОСТ 1516.1, ГОСТ 1516.2, ГОСТ 20690, ГОСТ 22756 и СО 34.45-51.300 [1].

Образцы твердой изоляции отобрать в начале вскрытия и перед заливкой активной части маслом.

Номенклатура показателей и результаты испытаний и измерений маслонаполненных вводов представляются в таблице 1.

Таблица 1 — Результаты испытаний, измерений маслонаполненных вводов

Источник