Схема последовательного технологического процесса
|
| № п/п
| Наименование операций
| Содержание операций, технологические требования и нормы
|
|
|
|
|
|
|
| 6.1.
| Проверка общего состояния КТП
| 6.1.1. Подставить приставную лестницу к КТП и подняться по ней.
6.1.2. Очистить все изоляторы оборудования КТП от пыли и грязи чистой тряпкой, смоченной в бензине, проверить их состояние. На высоковольтных изоляторах не допускаются трещины и сколы на ребрах длиной более 60 мм по окружности и 5 мм по глубине, а также глубокие царапины на поверхности глазури длиной более 25 мм. При наличии допустимых дефектов на поверхности фарфора очистить их тампоном, смоченным в аде-тоне (спирте или бензине)1 и покрыть изоляционным лаком или клеем БФ-4. ' 6.1.3. Проверить состояние ошиновки, выявить места нагрева в ее контактах. При необходимости, контакты перебрать, зачистив контактные поверхности напильником или наждачным полотном, и нанести на них тонкий слой смазки ЦИАТЙМ-101.
6.1.4. Проверить состояние антикоррозионного покрытия кожуха трансформатора, металлических элементов высоковольтного оборудования, низковольтного шкафа и всей конструкции КТП. Определить необходимость возобновления окраски.
6.1.5. Проверить состояние фундамента и надежность крепления на нам КТП, а также состояние ограждения. Ослабленные крепления подтянуть, повреждения устранить. 6.1.6. Проверить внешним осмотром правильность схемы заземления КТП, целостность и исправность всех ее элементов, а также надежность их соединений. Технологические требования и нормы при осмотре заземлений КТП приведены в Технологической карге № 1.2.8 книги III настоящего сборника.
6.1.7. Очистить площадку вокруг КТП от мусора.
|
|
|
| 1. Проверка трансформатора
| 6.2.1. Очистить кожух трансформатора от пыли и грязи, проверить надежность сварных швов, отсутствие местной коррозии, вздутия, проверить все места уплотнений и убедиться в отсутствии подтекания масла При обнаружении подтекания осторожно подтянуть соответствующие болты. Подтяжку их производить по
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| степенно и последовательно одного за другим небо лее чем на '/16 оборота за один прием.
6.2.2. Протереть маслоуказательную пробку, открыть кран сообщения с расширителем, спустить грязь масло маслоуказательного стекла, спустить часть мала из расширителя, затем залить его обратно. Проверить целостность стеклянной трубки и про тереть стекло. Восстановить контрольные черты уровня масла на расширителе. Подтянуть крепления,
закрепить спускной кран и пробки. Проверить уровень масла по маслоуказателю и а ответствие его температуре, долить, при необходимсти, масло.
6.2.3. Проверить состояние маслоочистительных устройств (термосифонных фильтров, влагопоглощающих патронов) и цвет контрольного селикагеля, о) ределить необходимость его замены.
6.2.4. Отобрать (при необходимости) пробу масла из трансформатора мощностью более 630 кВА на испытание. Порядок отбора пробы и испытание масла изложен в п.6.2.6. Технологической карты № 2.1.5 книги III.
настоящего сборника. Напряжение пробоя масла должно быть не мен 25 кВ для трансформаторов 6 — 10 кВ и не менее 30км — для трансформаторов напряжением 27,5 кВ.
6.2.5. Проверить правильность присоединения и состояние контактных поверхностей пробивного предо ранителя (искрового промежутка). Один из его электродов должен быть присоединен к корпусу трансформатора (заземлителю), другой — к проводу вторичи обмотки. Схемы подключения приведены на рис. 1.2 — 1.2.5 Технологической карты № 1.2.8 и рис. 2.3.1 2.3.6 Технологической карты № 2.3.4 книги III настоящего сборника. При необходимости, зачистить контатные поверхности и заменить слюдяную прокладку.
|
|
| 6.3.
| Проверка вентильного разрядника
| 6.3.1. Проверить состояние фарфорового чехла, цементных швов и покрывающей их масляной краски надежность пайки отверстия для проверки герметичности. Не допускается разгерметизация разрядник трещины фарфорового чехла, цементных швов и д повреждения. Испытания вентильных разрядников производят! в мастерских после их замены.
|
|
|
|
|
|
|
| 6.4.
| Проверка трубчатого разрядника
| 6.4.1. Проверить правильность расположения трубчатого разрядника. Он должен быть расположен под углом 15 — 20° к горизонтали, а в местах с повышенной загрязненностью — до 45°; зона выхлопных газов при срабатывании разрядника не должна опускаться ниже 3 м от уровня земли. Не допускается размещение в зоне выхлопных газов элементов ошиновки, изоляторов и заземленных конструкций КТП (рис. 2.1.3).
Рис. 2.1.3. Размеры зоны выхлопа трубчатого разрядника
6.4.2. Зачистить наплывы на электродах внешнего искрового промежутка напильником и наждачным полотном. Подгары (износ) электродов со снижением сечения более 10% не допускаются.
6.4.3. Проверить линейкой размер зазора внешнего искрового промежутка. Размеры зазора должны соответствовать значениям, приведенным в табл. 2.1.2. При необходимости произвести регулировку, изменяя длину и положение электродов.
Таблица 2.1.2
| Тип разрядника
| Размер зазора внешнего искрового промежутка, мм
| Длина дугогасительного канала внутреннего искрового промежутка, мм
|
| | РТ-6
|
|
|
| | РТ-10
|
|
|
| | РТ-27,5
|
|
|
| | РТВ-6
|
|
|
| | РТВ-10
|
|
|
| | РТВ-27,5
|
|
|
| 6.4.4. Очистить и осмотреть наружную поверхность трубки. Не допускаются на наружной поверхности дефекты, размеры которых превышают '/3 расстояния между наконечниками, а именно: ожоги электрической дутой, трещины, расслоения, царапины глубиной более 0,5 мм. Наличие следов оплавления на наконечнике трубки или на электродах свидетельствует о неудовлетворительной работе разрядника.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 6.4.5. Очистить от грязи и осмотреть дугогасительный канал внутреннего искрового промежутка (трещины или коробление не допускаются). Измерить шаблоном его длин] и внутренний диаметр трубки на расстоянии 10 — 15 см кольцевого электрода. Увеличение внутреннего диаметра по сравнению с первоначальным более 3 мм (20 — 25 % недопустимо. Длина дугогасительного канала внутреннего искрового промежутка должна соответствовать значениям, приведенным в табл.
2.1.2, с допуском ± 5 мм для разрядников 27,5 кВ и ± 3 мм — для разрядников 6 — 10 кВ. Установить указатель срабатывания в рабочее положение
|
|
| 6.5.
| Проверка высоковольтного предохранителя
| 6.5.1. Проверить механическую прочность предохранителя (изоляторов, губок и их креплений). Ослабленные крепления подтянуть.
6.5.2. Изъять из губок плавкую вставку и проверить ее состояние. Колпачки должны быть плотно закреплены на трубке и обеспечивать ее герметичность. Убедиться в целостности плавкой вставки, проверить качество засыпки песком.
6.5.3. Зачистить контактные поверхности губок и колпачков плавкой вставки. Проверить качество прижима в контактных поверхностях губок и колпачков трубки с помощью щупа толщиной 0,05 мм и шириной 10 мм. При обеспечении достаточного прижима (контактные поверхности плоскопараллельны) щуп не должен продвинуться внутрь контактов более чем на 2/з своего диаметра. Нанести на поверхность губок и колпачков плавкой вставки тонкий слой смазки ЦИАТИМ-101. Неисправные предохранители подлежат замене..
|
|
| 6.6.
| Проверка низковольтного шкафа
| 6.6.1. Очистить напильником контактные поверхности ножей.и губок от грязи, окислов и частиц оплавленного металла. Подтянуть все крепежные детали py- бильника и переключателя. Особое внимание обратит! на шарнирные соединения, по которым протекает электрический ток. Проверить состояние пружин в губках. Ослабленные пружины заменить. Проверить co-стояние низковольтных предохранителей или автоматов, соответствие их номинальному току уставок.
|
|
| 6.7.
| Электрические измерения
| 6.7.1. Отсоединить поочередно ошиновку с низко! и высокой сторон трансформатора и вентильного разрядника, закрепив ее на расстоянии от выводов достаточном для электрических измерений.
|
|
|
|
|
|
|
| 6.7.2. Измерить сопротивление изоляции обмоток трансформатора: первичной — мегомметром на 2500 В и вторичной — мегомметром на 1000 В. У однофазных трансформаторов ОМ 6 — 10 кВ сопротивление Rgo должно быть не менее 100 МОм для первичных обмоток и не менее1 1 МОм — для вторичных обмоток. Для остальных трансформаторов сопротивление не нормируется, но сравнивается с результатами предыдущих измерений ДО, Порядок измерений сопротивления изоляции обмоток и оценка результатов измерений изложены в п.п;
6.3.1—. 6.3.4 Технологической карты № 2.1.5 книги III настоящего сборника.
6.7.3. Измерить сопротивление изоляций вентильного разрядника мегомметром на напряжение 2500 В, для чего: присоединить зажимы мегомметра "линия" к выводу разрядника, а зажим "земля" — к его основанию; рукоятку мегомметра равномерно вращать со скоростью 120 об/мин и через 60 С после начала вращения отсчитать по шкале прибора величину сопротивления. Измеренная величина не должна отличаться более чем на 30 % от результатов 'измерения на заводе-изготовителе или предыдущих измерений при эксплуатации. Сопротивление изоляции вентильного разрядника 6 — 10 кВ должно быть не менее 1000 МОм,,
6.7.4. Измерить сопротивление изоляции первичных цепей КТП мегомметром на 250Ф В, Оно должно быть для КТП 6 — 10 кВ не менее 300 МОм и для КТП 27,5 кВ ^- не менее 1000 МОм.
6.7.5. Измерить сопротивление изоляции вторичных цепей КТП мегомметром на 1000 В. Оно должно быть для всех КТП не менее 1 МОм. Порядок измерения мегомметром изложен в п.
6.3.2 Технологической карты № 2.1.5 книги III настоящего сборника.
6.7.6. Присоединить ошиновку обмоток трансформатора и разрядника. Проверить правильность всех присоединений оборудования КТП.
6.7.7. Исполнителям спуститься ПО лестнице вниз и убрать ее.
|
2015-07-14
447
