|
Стр. 2
2.6.11. Для разборных элегазовых выключателей должна
контролироваться влажность элегаза: первый раз - через неделю
после заполнения элегазом, а затем два раза в год (зимой и летом).
Содержание влаги определяется по измерениям температуры точки
росы, которая должна быть не выше минус 50 -С.
2.6.12. Испытание трансформаторного масла из баков
выключателей проводится после отключения короткого замыкания
мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности
многообъемных масляных выключателей, независимо от напряжения и
малообъемных масляных выключателей напряжением 110 кВ и выше на
наличие взвешенного угля.
У малообъемных выключателей напряжением до 35 кВ масло не
испытывается. Масло заменяется свежим при капитальном ремонте, а
также после трехкратных отключений короткого замыкания мощностью
больше половины паспортного значения разрывной мощности масляного
выключателя.
2.7. Быстродействующие выключатели постоянного тока
2.7.1. При осмотре быстродействующих выключателей без
отключения проверяются:
внешнее состояние выключателей и камер;
отсутствие следов подгаров и перекрытий;
показания счетчика числа аварийных отключений;
исправность заземления;
соответствие сигнализации положению выключателей;
нагрузка по килоамперметру.
2.7.2. Ремонт быстродействующих выключателей по техническому
состоянию проводится:
после отказа в работе или повреждения;
для выключателей АБ-2/4 и ВАБ-43 с одним разрывом - после 40
отключений;
для выключателей с двумя разрывами (ВАБ-28) или сдвоенных
выключателей - после 80 отключений;
для выключателей АБ-2/4, АБ-2/3, ВАБ-2 - при уменьшении зазора
дельта на 0,5 мм (таблица 8 настоящей Инструкции).
Для выключателей ВАБ-43, ВАБ-49, установленных на тяговых
подстанциях, оборудованных устройствами для шунтировки реакторов,
снабженными фиксаторами - сумматорами коммутируемого тока, ремонт
по техническому состоянию выполняется через 1000 кА отключенного
тока с измерением параметров (пункты 1 - 6 таблицы 9, таблица 10
настоящей Инструкции) и сопоставлением их с допустимыми в графе
"до ремонта".
Объем работ определяется по результатам осмотра выключателей.
2.7.3. При текущем ремонте быстродействующих выключателей
выполняются:
протирка частей выключателей и изоляторов;
осмотр вторичных цепей, заземлений, реле;
проверка крепления ошиновки и исправности диодов в цепях
держащих катушек;
измерение лимитирующих зазоров и регулировка зазора свободного
расцепления;
осмотр главных и дугогасительных контактов;
осмотр дугогасительных камер;
чистка и ремонт камер (при необходимости);
смазка трущихся частей и поверхности прилегания якоря к
сердечнику у зуба защелки;
опробование дистанционного управления и автоматики.
2.7.4. При межремонтных испытаниях быстродействующих
выключателей проводятся:
измерение сопротивления изоляции мегомметром;
испытание повышенным напряжением (таблица 6 настоящей
Инструкции);
измерение нажатия главных контактов;
измерение нажатия дугогасительных контактов;
измерение лимитирующих зазоров и расстояний;
измерение тока и напряжения держащей катушки;
измерение площади прилегания якоря к магнитопроводу;
измерение площади прилегания главных контактов;
проверка работы механизма свободного расцепления;
проверка токов уставки прямым током;
проверка работы схемы управления;
проверка работы автоматического повторного включения (АПВ) и
искателя коротких замыканий (ИКЗ).
2.7.5. При капитальном ремонте выключателей, кроме работ,
указанных в подпунктах 2.7.3 и 2.7.4 настоящей Инструкции,
выполняются:
разборка и ремонт узлов выключателей;
полная разборка камер или их замена;
замена контактов (при необходимости);
замена смазки всех трущихся частей.
2.7.6. Испытание быстродействующих выключателей и реле РДШ
производится повышенным напряжением переменного тока в течение
одной минуты согласно таблице 6 настоящей Инструкции.
Таблица 6
ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РЕЛЕ РДШ
----T---------------------------------T--------------------------¬
¦ N ¦ Характер испытаний ¦ Норма в кВ ¦
¦п/п¦ +---------T---------T------+
¦ ¦ ¦ АБ-2/4 ¦ ВАБ-43 ¦ВАБ-49¦
¦ ¦ ¦ АБ-2/3 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ВАБ-28 ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦ ¦Испытания между: ¦ ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦1 ¦включающей, держащей катушками ¦10,5 ¦10,5 ¦- ¦
¦ ¦и быстродействующим приводом ¦ ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦2 ¦разомкнутыми главными контактами ¦10,5 ¦10,5 ¦12 ¦
¦ ¦при открытой камере ¦ ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦3 ¦то же при закрытой камере ¦8,4 ¦8,4 ¦8,4 ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦4 ¦быстродействующим приводом ¦- ¦10,5 ¦- ¦
¦ ¦и "землей" ¦ ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦5 ¦блок-контактами и ¦10,5 ¦10,5 ¦- ¦
¦ ¦быстродействующим приводом ¦ ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦6 ¦разомкнутыми блок-контактами ¦- ¦2,1 ¦2,1 ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦7 ¦опорными изоляторами и "землей" ¦25 ¦25 ¦25 ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦8 ¦шиной главного тока реле РДШ и ¦15 ¦- ¦15 ¦
¦ ¦контактами реле ¦ ¦ ¦ ¦
+---+---------------------------------+---------+---------+------+
¦9 ¦выводами калибровочной катушки ¦2,1 ¦- ¦2,1 ¦
¦ ¦и шиной реле РДШ или ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦быстродействующим приводом ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦выключателя ¦ ¦ ¦ ¦
L---+---------------------------------+---------+---------+-------
До начала и во время испытаний должны быть приняты меры,
исключающие попадание высокого напряжения в низковольтные и
измерительные цепи, путем их отключений и заземлений (цепи
датчиков тока и напряжения тепловой защиты, телеизмерения).
При испытании опорных изоляторов выводы всех катушек
выключателей должны быть соединены с корпусом выключателя,
отсоединена сигнальная тяга, отведен коммутатор от рамы
выключателя или отсоединены подходящие кабели, а неподвижный
контакт зашунтирован.
Сопротивление изоляции вторичных цепей измеряется мегомметром
на напряжение 1000 - 2500 В и испытывается напряжением 1 кВ
промышленной частоты в течение одной минуты. В условиях
эксплуатации при наличии приборов непрерывного контроля изоляции
указанные проверки могут не проводиться. Сопротивление изоляции
должно быть не менее 1,0 МОм.
2.7.7. Токи уставки выключателей и реле типа РДШ проверяются
прямым током. Косвенный метод с помощью калибровочной катушки
можно применять только для проверки стабильности уставок между их
настройками прямым током.
Для обеспечения необходимой точности настройки многоамперные
агрегаты должны иметь схему выпрямления тока, аналогичную току
выпрямительных агрегатов подстанций.
При калибровке токов уставок выключателей от аккумуляторных
батарей, опытных агрегатов завода Всероссийского
электротехнического института (ВЭИ) или аналогичных им уставки
увеличиваются на 15% для подстанций с шестипульсовыми тяговыми
выпрямителями.
2.7.8. Минимальные токи короткого замыкания определяются в
порядке, установленном МПС России. Значение указанных токов
проверяется на действующей подвеске методом металлического
короткого замыкания. Измеренный ток должен быть приведен к
минимальному напряжению на шинах 3,3 кВ и максимальной летней
температуре с учетом сопротивления дуги. Опыты короткого замыкания
рекомендуется выполнять на ожидаемые токи, соизмеримые с рабочими.
Измерения проводятся на одном питающем вводе и одном работающем
преобразователе.
Периодичность измерений фактических токов короткого замыкания
- не реже одного раза в 5 лет, а также в случаях изменения сечения
контактной подвески, мощности тяговых подстанций, схем внешнего
электроснабжения и замены типа рельсов.
2.7.9. В случае выполнения вторых (уменьшенных) уставок тип
датчиков и их конструктивные исполнения должны быть согласованы со
службой электроснабжения железной дороги.
2.7.10. Сдвоенные выключатели в ячейке фидера устанавливаются
таким образом, чтобы при отключенном их положении под напряжением
оставались неподвижные контакты.
2.7.11. Подключение диодов в цепях держащих катушек,
применяемых для обеспечения правильной полярности, должно
выполняться пайкой. Места пайки покрываются лаком.
2.7.12. Для измерения токов фидеров контактной сети
килоамперметры должны быть установлены в ячейках 3,3 кВ. Для
измерения токов в схемах профподогрева должен быть установлен
килоамперметр с нулем посередине.
2.7.13. Фидерные выключатели должны иметь однократное АПВ с
выдержкой времени 5 - 12 с, для фидеров тяговых подстанций,
питающих главные пути с обращением подвижного состава,
оборудованного минимальной защитой, - 5 - 7 с.
Все выключатели фидеров 3,3 кВ тяговых подстанций должны быть
оборудованы ИКЗ, дающими запрет АПВ при устойчивом коротком
замыкании.
Уставку ИКЗ выбирают из конкретных условий в зависимости от
нагрузки фидерной зоны.
В целях надежного исключения АПВ на короткое замыкание
величина уставки ИКЗ должна быть не менее 10 Ом.
2.7.14. Для исключения перебросов дуги на заземленные
конструкции должны быть выдержаны расстояния, приведенные в
таблице 7 настоящей Инструкции.
Таблица 7
ДОПУСТИМЫЕ РАССТОЯНИЯ
ПРИ УСТАНОВКЕ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
--------------------------------------------T--------------------¬
¦ Расстояние в мм (не менее) ¦ Типы выключателей ¦
¦ +------T------T------+
¦ ¦АБ-2/3¦ВАБ-43¦ВАБ-49¦
¦ ¦АБ-2/4¦ ¦ ¦
¦ ¦ВАБ-28¦ ¦ ¦
+-------------------------------------------+------+------+------+
¦От камеры до заземленных частей со стороны:¦ ¦ ¦ ¦
+-------------------------------------------+------+------+------+
¦подвижного контакта ¦600 ¦ 600 ¦ 400 ¦
+-------------------------------------------+------+------+------+
¦неподвижного контакта ¦400 ¦ 700 ¦ 400 ¦
+-------------------------------------------+------+------+------+
¦боковой стороны ¦500 ¦ 500 ¦ 400 ¦
+-------------------------------------------+------+------+------+
¦от верха камеры ¦1000 ¦ 850 ¦ 400 ¦
+-------------------------------------------+------+------+------+
¦Между выключателями ¦600 ¦ 600 ¦ 600 ¦
L-------------------------------------------+------+------+-------
2.7.15. Коммутатор и клеммная сборка выключателя заключаются в
металлический кожух, который заземляется на внутренний контур
заземления подстанции (поста секционирования, пункта параллельного
соединения, пункта отопления вагонов). Сечение заземляющего
проводника - не менее 100 кв. мм по меди.
2.7.16. После настройки всех механических и электрических
параметров выключателей ВАБ-43, ВАБ-49 выполняются 20 контрольных
оперативных включений и отключений, а для других выключателей - 10
таких операций, после чего необходимо убедиться, что все
регулировочные параметры остались неизменными.
2.7.17. При применении тепловых защит контактной сети следует
руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей.
Таблица 8
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ВАБ-2, АБ-2/4, ВАБ-28
----T-----------------------------T------------------------------¬
¦ N ¦ Показатели ¦ Характеристики выключателей ¦
¦п/п¦ +-------T---------T------------+
¦ ¦ ¦ ВАБ-2 ¦ АБ-2/4 ¦ ВАБ-28 ¦
+---+-----------------------------+-------+---------+------------+
¦1 ¦Расстояние между главными ¦19 - 21¦19 - 21 ¦9 - 10 <*> ¦
¦ ¦контактами при отключенном ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦положении выключателей, мм ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-----------------------------+-------+---------+------------+
¦2 ¦Контактное нажатие, кГс ¦20 - 25¦30 - 35 ¦23 - 25 ¦
+---+-----------------------------+-------+---------+------------+
¦3 ¦Зазор дельта, мм ¦4 - 5 ¦1,5 - 2,5¦1,4 - 2 <**>¦
+---+-----------------------------+-------+---------+------------+
¦4 ¦Зазор свободного расцепления,¦4 ¦4 ¦- ¦
¦ ¦мм ¦ ¦ ¦ ¦
L---+-----------------------------+-------+---------+-------------
--------------------------------
<*> Дугогасительный контакт должен замыкаться раньше главного
на 2 мм.
<**> Зазор между толкателем и подвижным контактом во
включенном положении.
Таблица 9
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ТИПА ВАБ-43 И ПРЕДЕЛЫ ИХ ДОПУСТИМЫХ
ЗНАЧЕНИЙ ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ (ПОСЛЕ РЕМОНТА)
И В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ДО РЕМОНТА)
----T----------------------------------------T-------------------¬
¦ N ¦ Наименование параметров ¦Пределы допустимых ¦
¦п/п¦ ¦ значений ¦
¦ ¦ +---------T---------+
¦ ¦ ¦ после ¦ до ¦
¦ ¦ ¦ ремонта ¦ ремонта ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦1 ¦Нажатие главных контактов, кГс ¦32 - 36 ¦25 - 45 ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦2 ¦Нажатие дугогасительных контактов, кГс ¦12 - 14 ¦5 - 20 ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦3 ¦Провал главного контакта (дельта1), мм ¦2 - 2,4 ¦0,5 - 3,0¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦4 ¦Провал дугогасительного контакта ¦2,8 - 3,0¦1,0 - 3,5¦
¦ ¦(дельта2), мм ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦5 ¦Зазор между дугогасительным контактом и ¦4,0 - 4,5¦2 - 5 ¦
¦ ¦рогом (дельта6) в предвключенном ¦ ¦ ¦
¦ ¦положении, мм ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦6 ¦Зазор между главными контактами ¦18 - 20 ¦12 - 26 ¦
¦ ¦(дельта7), мм ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------------------+---------+---------+
¦7 ¦Зазор между подвижным контактом и упором¦1 - 4 ¦
¦ ¦(дельта8), мм ¦ ¦
+---+----------------------------------------+-------------------+
¦8 ¦Суммарный зазор между шейками оси и тор-¦1 - 8 ¦
¦ ¦цами пазов в рычаге якоря (дельта3), мм ¦ ¦
+---+----------------------------------------+-------------------+
¦9 ¦Свободный ход тяги блок-контактов ¦1,5 - 2,5 ¦
¦ ¦(дельта10), мм ¦ ¦
+---+----------------------------------------+-------------------+
¦10 ¦Площадь прилегания главных контактов, % ¦70 ¦
+---+----------------------------------------+-------------------+
¦11 ¦Площадь прилегания якоря к ¦70 ¦
¦ ¦магнитопроводу, % ¦ ¦
+---+----------------------------------------+-------------------+
¦12 ¦Натяг отключающих пружин, кГс ¦30 - 50 ¦
+---+----------------------------------------+-------------------+
¦13 ¦Длина отключающих пружин во включенном ¦195 - 205 ¦
¦ ¦положении выключателя, мм ¦ ¦
L---+----------------------------------------+--------------------
Таблица 10
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ЗАЗОРЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ТИПА ВАБ-49
----T---------------------------------------------T--------------¬
¦ N ¦ Наименование параметров ¦Предел допус- ¦
¦п/п¦ ¦тимых значений¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦1 ¦Провал дугогасительного контакта (дельта1), ¦1,5 - 2,5 ¦
¦ ¦мм ¦ ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦2 ¦Провал главных контактов (дельта2), мм ¦1,5 - 2,5 ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦3 ¦Зазор между верхним концом дугогасительного ¦2 - 6 ¦
¦ ¦контакта и рогом (дельта3), мм ¦ ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦4 ¦Зазор между корпусом блок-контактов и рычагом¦1,5 - 2 ¦
¦ ¦переключения (дельта4), мм ¦ ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦5 ¦Зазор между упором и подвижным контактом ¦2 - 4 ¦
¦ ¦(дельта5) ¦ ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦6 ¦Зазор между главными контактами, мм ¦17 - 25 ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦7 ¦Зазор между дугогасительным контактом и ¦4 - 6 ¦
¦ ¦рогом в предвключенном положении, мм ¦ ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦8 ¦Зазор между концом рога и крайней пластиной ¦3 - 6 ¦
¦ ¦дугогасительного блока камеры (дельта), мм ¦ ¦
+---+---------------------------------------------+--------------+
¦9 ¦Длина контактных пружин (L) во включенном ¦96 - 100 ¦
¦ ¦положении, мм ¦ ¦
L---+---------------------------------------------+---------------
Примечание. При регулировке зазоров дельта1, дельта2, дельта3,
дельта4 рекомендуется устанавливать верхние пределы значений.
III. Выполнение работ по техническому обслуживанию
и ремонту трансформаторов
3.1. Трансформаторы систем тягового электроснабжения.
Положения настоящего раздела распространяются:
на силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные
реакторы (далее - трансформаторы), установленные на тяговых и
трансформаторных подстанциях, фидерных зонах всех систем тягового
электроснабжения, электроснабжения нетяговых потребителей,
железнодорожных узлов, линий автоблокировки;
на измерительные трансформаторы тока и напряжения.
3.1.1. При осмотре трансформаторов систем тягового
электроснабжения, собственных нужд, напряжения, тока, масляных
реакторов проверяются:
режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности
трансформатора;
соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора
заданному энергосистемой режиму;
уровень масла в расширителе и соответствие показаний
маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям
термометра, измеряющего температуру масла;
уровень масла в негерметичных вводах и давление масла - в
герметичных;
состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие
загрязнения);
состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных
элементов, баке, расширителе, радиаторах, вентилях;
состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева
контактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов
и спусков к вводам в зимнее время;
состояние рабочего и защитного заземлений;
соответствие указателей положения устройства регулирования
напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите
управления;
целостность корпусов пробивных предохранителей;
исправность устройств сигнализации;
голубой цвет контрольного силикагеля, состояние термосифонных
фильтров и влагопоглощающих патронов;
целостность стеклянной мембраны предохранительной трубы;
отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри
трансформатора;
состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств,
фундаментов, маслоприемников, трансформаторного помещения;
работа обдува в летнее время, обогрева привода РПН в зимнее
время.
3.1.2. Ремонты по техническому состоянию силовых и
измерительных трансформаторов выполняются по результатам осмотров
и при выявлении неисправностей.
Объем работ устанавливает лицо, ответственное за
электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.
3.1.3. Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится
по мере необходимости.
3.1.4. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от
мощности и первичного напряжения проводится устранение выявленных
дефектов, поддающихся устранению на месте:
проверка маслоуказательных устройств;
чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных
стекол), замена манометров герметичных вводов;
подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки;
протирка изоляторов и очистка поверхности бака;
доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы;
смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при
необходимости);
замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной
трубы;
проверка состояния термосифонных фильтров и замена сорбента в
воздухоосушителях (при необходимости) по результатам анализа масла
(или увеличении влагосодержания);
проверка состояния подшипников электродвигателей и насосов
систем охлаждения;
проверка автоматики системы охлаждения;
текущий ремонт систем охлаждения;
осмотр пленочной защиты;
проверка работы газового реле продувкой воздуха давлением в 2
- 3 атмосферы, с действием защиты на отключение масляного
выключателя (МВ) или включение короткозамыкателя;
проверка состояния рабочего, защитного заземления;
текущий ремонт РПН;
текущий ремонт вводов.
3.1.5. При неудовлетворительных результатах анализов
трансформаторного масла проводится восстановление характеристик
масла.
3.1.6. При текущем ремонте масляных трансформаторов
выполняются следующие испытания:
измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и соотношения
R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В;
проверка состояния индикаторного силикагеля
воздухоосушительных фильтров;
хроматографический контроль трансформаторного масла;
испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов
мощностью свыше 630 кВА;
испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН.
3.1.7. При текущем ремонте сухих трансформаторов выполняются:
3.1.7.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток R60 и
соотношения R60 / R15 мегомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20 -
30 -C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
до 1 кВ (включительно) - не менее 100 МОм;
более 1 кВ до 6 кВ (включительно) - не менее 300 МОм;
более 6 кВ - не менее 500 МОм.
3.1.7.2. Измерение изоляции стяжных шпилек, бандажей,
полубандажей, прессующих колец:
относительно активной стали и ярмовых балок;
ярмовых балок относительно активной стали;
электростатических экранов относительно обмоток и
магнитопровода.
Измерение проводится мегомметром на напряжение 1000 - 2500 В,
сопротивление изоляции - не менее 2,0 МОм, а сопротивление
изоляции ярмовых балок - не менее 0,5 МОм.
3.1.8. При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов,
находящихся в эксплуатации, проводятся:
измерения сопротивления изоляции R60 всех обмоток с
определением отношения R60 / R15, мегомметром на напряжение 2500 В
до и после ремонта;
измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта)
изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов напряжением 110
кВ и выше, мощностью свыше 1000 кВА. Допустимые значения tg дельта
для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведены в
таблице 4 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех
ответвлениях. Допускается отличие не более +/- 2% от сопротивления
других фаз или предыдущих измерений;
проверка голубой окраски индикаторного силикагеля
воздухосушильных фильтров;
испытания трансформаторного масла из трансформаторов на
соответствие показателям таблицы 8 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания трансформаторного масла из баков контакторов РПН,
отделенного от масла трансформаторов, после определенного числа
переключений и при снижении пробивного напряжения ниже норм,
приведенных в подпункте 2.16 приложения 1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей;
испытания вводов масляных трансформаторов мощностью свыше 1000
кВА согласно положениям пункта 10 приложения 1 к Правилам
эксплуатации электроустановок потребителей;
испытания встроенных трансформаторов тока согласно положениям
пунктов 19.1, 19.2, 19.3, 19.5 приложения 1 к Правилам
эксплуатации электроустановок потребителей.
3.1.9. При межремонтных испытаниях измерительных
трансформаторов проводятся:
измерения сопротивления изоляции первичных обмоток
трансформаторов тока и напряжения выше 1000 В мегомметром на
напряжение 2500 В;
измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток
трансформаторов тока и напряжения мегомметром на напряжение 1000
В;
измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта)
изоляции обмоток согласно таблицам 27 и 28 и положениям
пункта 19.2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции
первичных обмоток трансформаторов тока и напряжения до 35 кВ
проводятся с учетом данных таблицы 11 настоящей Инструкции;
испытания изоляции вторичных обмоток мегомметром на напряжение
2500 В в течение одной минуты;
испытания трансформаторного масла у измерительных
трансформаторов 35 кВ и выше согласно таблице 8 и положениям
пункта 19.5 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей.
Таблица 11
ОДНОМИНУТНОЕ ИСПЫТАТЕЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ 50 ГЦ
ДЛЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
----------------T------T------T------T------T------T------T------¬
¦Класс напряже- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ния, кВ ¦0,69 ¦3 ¦6 ¦10 ¦15 ¦20 ¦35 ¦
+---------------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Фарфоровая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦изоляция ¦1 ¦24 ¦32 ¦42 ¦55 ¦65 ¦95 ¦
+---------------+------+------+------+------+------+------+------+
¦Другие виды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦изоляции ¦1 ¦22 ¦29 ¦38 ¦50 ¦59 ¦86 ¦
L---------------+------+------+------+------+------+------+-------
3.1.10. При капитальном ремонте трансформаторов без смены
обмоток выполняются:
вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;
ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без
замены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей;
ремонт расширителя, предохранительной трубы, радиаторов,
кранов, изоляторов, маслоочистительных устройств;
проверка системы опрессовки обмоток;
очистка или замена масла;
смена сорбента в фильтрах;
чистка и окраска бака трансформатора и всех его элементов;
проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты,
автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе;
сушка, подсушка изоляции;
ремонт устройств регулирования напряжения;
заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений;
проверка систем охлаждения согласно заводским инструкциям;
испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности,
первичного напряжения и конструкции трансформаторов;
определение погрешности трансформаторов тока и напряжения,
используемых для подключения расчетных средств учета электрической
энергии;
измерение сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей,
полубандажей, прессующих колец - относительно активной стали и
ярмовых балок; ярмовых балок - относительно активной стали;
электростатических экранов - относительно обмоток и
магнитопровода. Измерение проводится мегомметром на напряжение
2500 В, сопротивление изоляции - не менее 2,0 МОм, а сопротивление
изоляции ярмовых балок - не менее 0,5 МОм;
определение соотношения С2 / С50 для масляных трансформаторов
мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С2 / С50 приведены в
таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей;
определение отношения ДЕЛЬТА С / С для масляных
трансформаторов мощностью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения ДЕЛЬТА
С / С приведены в таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации
электроустановок потребителей;
испытание повышенным напряжением промышленной частоты в
течение 1 минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном
ремонте трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного
напряжения приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам
эксплуатации электроустановок потребителей. Для обмоток тяговых и
преобразовательных трансформаторов напряжением 3,3 кВ величина
испытательного напряжения устанавливается в соответствии с
таблицей 12 настоящей Инструкции;
испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец
и ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на напряжение
2500 В в течение одной минуты.
Таблица 12
ОДНОМИНУТНЫЕ ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ
------------------------------------T----------------------------¬
¦ Детали и узлы трансформаторов ¦Испытательное напряжение, кВ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Вентильные обмотки по отношению к ¦ ¦
¦корпусу и другим обмоткам: ¦ ¦
¦нулевые схемы выпрямления ¦15 ¦
¦мостовые схемы выпрямления: ¦ ¦
¦шестипульсовые ¦15 ¦
¦двенадцатипульсовые ¦12 ¦
¦Обмотки уравнительных реакторов по ¦15 ¦
¦отношению к корпусу ¦ ¦
¦Ветви уравнительного реактора по ¦По заводским инструкциям, ¦
¦отношению друг к другу ¦но ниже 9 кВ ¦
L-----------------------------------+-----------------------------
3.1.11. После проведения капитального ремонта без замены
обмоток и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при
соблюдении длительности пребывания активной части на воздухе
трансформаторы могут быть включены без подсушки или сушки при
соответствии показателей масла и изоляции данным таблицы 1
приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок
потребителей, определенных при следующих испытаниях:
1) трансформаторов до 35 кВ, мощностью до 10000 кВА,
производимых посредством:
отбора проб масла для сокращенного анализа;
измерения сопротивления изоляции R60;
определения отношения R60 / R15;
2) трансформаторов до 35 кВ, мощностью более 10000 кВА, 110 кВ
и выше всех мощностей, производимых посредством:
отбора проб масла для сокращенного анализа;
измерения сопротивления изоляции R60;
определения отношения R60 / R15;
измерения отношения ДЕЛЬТА С / С у трансформаторов 110 кВ и
выше;
измерения tg дельта и С2 / С50 у трансформаторов напряжением
110, 150, 220 кВ.
Порядок включения сухих трансформаторов без сушки определяется
указаниями завода-изготовителя.
3.1.12. При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой
стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести
дополнительные испытания и сравнить с имеющимися заводскими
данными (до ремонта):
данные измерения тока и потерь холостого хода;
данные измерения тока, напряжения и потерь короткого
замыкания;
данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже
маслонаполненных трансформаторов повышенным напряжением
промышленной частоты;
данные снятия круговой диаграммы РПН;
данные проверки группы соединения обмоток трехфазных
трансформаторов;
данные проверки коэффициента трансформации;
данные фазировки трансформаторов;
данные испытания трансформаторов толчком на номинальное
напряжение.
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток
или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний.
3.1.13. Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим
при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри
трансформатора;
постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных
нагрузках и работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы
предохранительной трубы;
неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже
контролируемого уровня;
неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла;
неудовлетворительных результатах испытаний.
3.1.14. Уровень масла в расширителе неработающего
трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей
температуре масла трансформатора в данный момент.
3.1.15. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть
проведен осмотр трансформатора и взят анализ газа из реле.
Если газ в реле не горючий и признаки повреждения
трансформатора отсутствуют, трансформатор может быть включен в
работу.
Продолжительность работы трансформатора в этом случае
устанавливает ответственный за электрохозяйство дистанции
электроснабжения железной дороги.
После аварийного отключения трансформатора с разрывом
стеклянной диафрагмы предохранительной трубы необходимо немедленно
восстановить герметичность трансформатора.
3.1.16. У всех трансформаторов, включенных в работу без сушки,
следует в течение первого месяца их работы брать пробу масла на
анализ 3 раза в день - в течение 5 дней после включения, 2 раза в
день - в течение 2 последующих дней для измерения пробивного
напряжения и влагосодержания, чтобы убедиться в отсутствии
выделения влаги из изоляции.
После включения трансформатора должна быть взята проба масла
для определения температуры вспышки масла и для проведения
хроматографического анализа.
3.1.17. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора R60 и
тангенс угла диэлектрических потерь tg дельта, измеренные при
температуре t2 -C, приводятся к сопротивлению и tg дельта при t1 =
20 -C по формуле:
Rt1 = Rt2 x K2, МОм;
tg дельтаt1 = tg дельтаt2 x K1,
где К1 и К2 приведены в таблице 13.
Таблица 13
ПОПРАВОЧНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ
К ЗНАЧЕНИЮ ИЗМЕРЕННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ И tg ДЕЛЬТА
ОБМОТОК ТРАНСФОРМАТОРОВ
-------------T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----T----¬
¦Разность ¦1 ¦2 ¦3 ¦4 ¦5 ¦6 ¦7 ¦10 ¦15 ¦20 ¦25 ¦30 ¦
¦температур ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ДЕЛЬТА t = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦t2 - t1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦Коэффициент ¦1,04¦1,08¦1,13¦1,17¦1,22¦1,28¦1,34¦1,50¦1,84¦2,25¦2,75¦3,40¦
¦перерасчета ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦R60, K2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+
¦Коэффициент ¦1,03¦1,06¦1,09¦1,12¦1,15¦1,18¦1,21¦1,31¦1,51¦1,75¦2,00¦2,30¦
¦перерасчета ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦tg дельта, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦K1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------------+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+----+-----
Значение K1 и K2 промежуточных значений определяется
умножением коэффициентов; например, K1 при ДЕЛЬТА t = 12 -C
определяется: K12 = K10 x K2 = 1,31 x 1,06 = 1,39.
3.1.18. Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску.
Изменение окраски зерен силикагеля на розовую свидетельствует об
увлажнении масла и необходимости подсушки или сушки изоляции и
масла.
3.1.19. В трансформаторах мощностью до 630 кВА с
термосифонными фильтрами проба масла не отбирается. При
неудовлетворительных характеристиках изоляции проводятся работы по
восстановлению изоляции, замене масла в трансформаторах и
силикагеля в термосифонных фильтрах.
3.1.20. У измерительных трансформаторов напряжения, однофазных
трансформаторов ОМ 6, 10, 27,5 кВ, трехфазных трансформаторов,
питающих потребителей I категории надежности, перед установкой
измеряется ток холостого хода и сравнивается с паспортным
значением.
3.1.21. Трансформаторы, контролируемые хроматографическим
методом.
Результаты хроматографического метода контроля масла силовых и
преобразовательных трансформаторов, вводов напряжением 35 - 220 кВ
являются основанием для ремонта по техническому состоянию. В
зависимости от результатов диагностирования допускается изменять
состав работ и их периодичность.
Для трансформаторов, контролируемых хроматографическим
методом, вместо капитального ремонта проводится текущий ремонт,
состав которого определен в пункте 3.6 настоящей Инструкции.
Периодичность отбора пробы масла на анализ из трансформаторов
и вводов, контролируемых хроматографическим методом, приведена в
Приложении N 2 к настоящей Инструкции.
3.2. Осмотры трансформаторов выполняются в соответствии с
подпунктом 3.1.1 настоящей Инструкции.
3.3. При межремонтных испытаниях трансформаторов,
контролируемых хроматографическим методом, проводятся следующие
испытания:
измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех
ответвлениях - при наличии признаков повреждения по результатам
хроматографического анализа. Допускается различие +/- 2% от
сопротивления других фаз или результатов предыдущих измерений;
хроматографический контроль масла трансформатора и вводов;
испытания трансформаторного масла из трансформаторов;
испытание трансформаторного масла из баков контакторов
устройств РПН;
испытание трансформаторного масла из негерметичных
маслонаполненных вводов;
измерение сопротивления изоляции измерительной и последней
обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно
соединительной втулки мегомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции должно быть не менее 500 МОм;
измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов, масло
которых не контролируется хроматографическим методом;
испытание встроенных трансформаторов тока путем:
1) измерения сопротивления изоляции;
2) испытания повышенным напряжением;
3) определения погрешности.
3.4. Текущий ремонт трансформаторов выполняется в порядке,
приведенном в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции.
3.5. Перед проведением среднего ремонта трансформаторов
проводятся следующие испытания:
хроматографический анализ газов, растворенных в масле
трансформатора;
хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов;
испытание трансформаторного масла из трансформатора;
испытание трансформаторного масла из бака контакторов РПН;
определение отношения С2 / С50, ДЕЛЬТА С / С;
измерение сопротивления обмоток постоянному току;
измерение потерь тока холостого хода;
испытание вводов;
снятие круговой диаграммы РПН и проверка работы переключающего
устройства;
определение газосодержания масла в трансформаторах с пленочной
защитой.
3.6. При текущем ремонте трансформаторов, кроме работ,
перечисленных в подпункте 3.1.4 настоящей Инструкции, выполняются:
замена или ремонт дефектных комплектующих узлов
|
