1.6.10. Приемка оборудования, зданий и сооружений из капи­тального и среднего ремонта

1.6.10. Приемка оборудования, зданий и сооружений из капи­тального и среднего ремонта должна производиться комиссией по программе, согласованной с исполните­лями и утвержденной техническим руководителем энер­гообъекта. Состав приемочной комиссии должен быть установлен приказом по энергообъекту.

Залогом длительной экономичной и надежной работы оборудования является высококачественное выполнение ремонтных работ с соблюдением всех технологических тре­бований и в полном объеме, предусмотренном техничес­кой документацией на оборудование и ведомостью объе­ма ремонта.

Приемочную комиссию возглавляет, как правило, тех­нический руководитель энергопредприятия или его замес­титель.

Приемка оборудования из капитального или среднего ремонта начинается еще во время его ремонта по мере готовности отдельных узлов и механизмов. В этот период руководители работ предприятий и организаций, участву­ющих в ремонте, предъявляют приемочной комиссии до­кументацию, составленную в процессе ремонта: карты измерений, протоколы испытаний, ведомость выполнен­ных работ, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части; производится опро­бование механизмов.

По результатам осмотра установки (энергоблока), ис­пытаний и опробования механизмов, проверки и анализа предъявленной документации приемочная комиссия дает разрешение на ее пуск и опробование под нагрузкой.

Продолжительность испытания под нагрузкой в тече­ние 48 ч определена в результате длительной практики. В течение этого срока достигается стабильная работа энер­гооборудования при номинальной нагрузке и номиналь­ных рабочих параметрах.

При опробовании после ремонта энергетических бло­ков, оборудованных вспомогательными механизмами с резервом, последовательно проводится их работа для оп­ределения работоспособности каждого механизма.

На энергоблоках, оборудованных двумя питательными электронасосами или турбонасосами, предназначен­ными для параллельной работы, после их ремонта пооче­редно проверяется работа каждого насоса при его номи­нальной нагрузке. Только после этого насосы включают­ся в параллельную работу с дальнейшим повышением нагрузки блока.

Продолжительность работы при номинальной нагруз­ке должна быть достаточной для проведения всех необхо­димых измерений для предварительной оценки качества ремонта. При опробовании включаются устройства авто­матического регулирования, не требующие после ремонта оборудования режимной наладки.

Если при опробовании оборудования после ремонта не представляется возможным обеспечить номинальные на­грузку и другие параметры по не зависящим от электро­станции причинам, то значения предельных нагрузки и этих параметров заранее технически обосновываются и утверждаются техническим руководителем предприятия. Однако после снятия ограничений по нагрузке и парамет­рам проводится эксплуатационное опробование оборудо­вания при номинальных условиях.

1.6.11. Оборудование электростанций, подстанций 35 кВ и выше, прошедшее капитальный и средний ремонт, под­лежит приемосдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч, оборудование тепловых сетей – в течение 24ч.

Пояснений не требуется.

1.6.12. При приемке оборудования из ремонта должна произ­водиться оценка качества ремонта, которая включает оценку:

качества отремонтированного оборудования;

качества выполненных ремонтных работ;

уровня пожарной безопасности.

Оценки качества устанавливаются:

предварительно – по окончании приемосдаточных испытаний;

окончательно – по результатам месячной подконт­рольной эксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работы оборудования на всех ре­жимах, проведены испытания и наладка всех систем.

Оценка качества ремонта энергооборудования произ­водится в соответствии с главой 3.9 «Приемка оборудова­ния из ремонта и оценка качества» правил [1].

1.6.13. Временем окончания капитального (среднего) ремонта является:

для энергоблоков, паровых турбин тепловых элект­ростанций (ТЭС) с поперечными связями, гидроагрега­тов и трансформаторов – время включения генератора (трансформатора) в сеть;

для паровых котлов ТЭС с поперечными связями –время подключения котла к станционному трубопрово­ду свежего пара;

для энергоблоков с двухкорпусными котлами (дубль-блоков) – время включения энергоблока под нагрузку с одним из корпусов котла; при этом растопка и включе­ние второго корпуса котла должны производиться в со­ответствии с графиком нагружения энергоблока, если за­держка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта;

для тепловых сетей – время включения сети и уста­новление в ней циркуляции сетевой воды;

для электрических сетей – момент включения в сеть, если при включении под напряжение не произошло от­каза; при ремонте без снятия напряжения – момент со­общения дежурному диспетчеру руководителем (про­изводителем) работ об их завершении.

Если в течение приемосдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе обору­дования с номинальной нагрузкой, или дефекты, тре­бующие немедленного останова, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повтор­ного проведения приемосдаточных испытаний.

При возникновении в процессе приемосдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования, при которых не тре­буется немедленный останов, вопрос о продолжении приемосдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем энергообъекта по согласованию с исполнителем ремон­та. При этом обнаруженные дефекты устраняются ис­полнителем ремонта в сроки, согласованные с энерго­объектом.

Если приемосдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время пос­ледней в процессе испытаний постановки оборудова­ния под нагрузку.

Источник

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).

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),

и) сборка трансформатора,

к) проведение измерений и испытаний.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Подписывайтесь на наш канал в Telegram!

Просто пройдите по ссылке и подключитесь к каналу.

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Источник

Средний и капитальный ремонты силовых трансформаторов

С помощью среднего ремонта предупреждают опасность чрезмерного износа наибо­лее ответственных деталей и сборочных единиц электрооборудования или же предотвра­щают его аварийный выход из строя. При этом виде ремонта заменяют отдельные детали механизмов и аппаратов, восстанавливают надежность электрических соединений.

Средний ремонт выполняют по утвержденным планам силами ремонтно-ревизионных участков при участии персонала тяговых подстанций. На проведение его составляют про­грамму и график работ с указанием всех операций, времени и условий разгерметизации трансформаторов. В состав среднего ремонта, кроме работ указанных в п. 4.2, входит:

— замена или ремонт дефектных комплектующих узлов (маслоохладителей, вводов, резиновых уплотнений, регуляторов напряжения и др.);

— проверка релейных защит и схем автоматики управления трансформатора;

— внутренний осмотр и очистка расширителя;

— очистка и покраска бака трансформатора;

— ревизия азотной или пленочной защиты масла;

— подсушка или сушка изоляции (при необходимости).

Разгерметизация активной части трансформатора при среднем ремонте производится при необходимости по результатам испытаний и измерений, указанных в п. 4.3. Эти же испы­тания и измерения проводят после среднего ремонта, если имела место разгерметизация.

При капитальном ремонте восстанавливают или заменяют отдельные базисные час­ти и детали электрооборудования. К капитальному ремонту относят, например, перемот­ку и установку новой обмотки силового трансформатора.

Выполнение капитальных ремонтов электрооборудования связано, как правило, с необходимостью частичной или полной его разборки. В некоторых случаях при капиталь­ных ремонтах электрооборудование модернизируют, т.е. совершенствуют конструкцию,

улучшают эксплуатационные качества, повышают надежность, ремонтопригодность. Ос­новная цель модернизации — приближение технических параметров старого и конструк­тивно несовершенного электрооборудования к техническим характеристикам современных, более совершенных электрических аппаратов. Затраты времени, средств, труда и материа­лов на модернизацию электрооборудования должны быть оправданы теми техническими или экономическими результатами, которые достигаются после его переделки.

Капитальный ремонт трансформатора выполняют в специализированных мастерс­ких или, в порядке исключения, на месте его установки. Предварительно на трансформа­тор, требующий капитального ремонта, составляют дефектную ведомость и проектно-сметную документацию, утверждаемую установленным порядком.

Показателями для вывода трансформаторов в капитальный ремонт являются:

— развивающееся повреждение, выявленное по результатам хроматографического
анализа, испытаний и измерений, неустранимое при среднем ремонте;

— аварийное повреждение, вызвавшее необходимость ремонта или замены обмоток
из-за нарушения электродинамической стойкости, виткового замыкания и т. д.

При капитальном ремонте выполняют следующие работы.

При вскрытии трансформатора и осмотре сердечника отсоединяют ошиновку (провода), сливают масло в промытую и просушенную тару; от­соединяют и снимают краном расширитель, выхлопную трубу, затем газовое реле. Прове­ряют отсутствие масла в радиаторах, ослабляют фланцы, удаляют болты и с помощью подъем­ного крана перемещают радиаторы на место, подготовленное для очистки и ремонта.

Открывают люк на крышке трансформатора и, опустившись в бак, отсоединяют от­воды от вводов низкого и высокого напряжения и штанги переключателей напряжения от приводов. Застропив крышку краном, удаляют болты, снимают ее с трансформатора и укладывают на подготовленные брусья.

Подъем выемной части можно выполнять только в том случае, если температура ее не более чем на 5° С ниже окружающей среды. При низкой температуре бак трансформатора устанав-

ливают в помещении. В этом случае сердечник можно поднимать лишь после того, как сойдет роса по всей высоте бака, т. е. примерно через 25—35 ч. Во избежание поврежде­ний обмоток сердечник трансформатора поднимают мед­ленно и тщательно следят за тем, чтобы не сломать дере­вянные детали, крепления переключателя и отводов. Под­тянутую над баком выемную часть тщательно промывают сухим трансформаторным маслом из шланга, а затем кис­тью. После стекания остатков масла сердечник устанавли­вают на шпальную клетку и тщательно осматривают.

При осмотре особое внимание обращают на харак­тер шлама, покрывающего выемную часть, на наруж­ное состояние изоляции, ее цвет, упругость или хруп­кость и механическую прочность. Например, если вы­резанные из нескольких мест полоски электрокартона, ломаются при тупом угле сгиба, то изоляция плохая и подлежит замене. Проверяют плотность закрепления прокладок, уравнительной и ярмовой изоляции. Ослаб­ление витков обмотки устраняют путем ее подпрессовки и расклиновки (рис. 4.11). Подпрессовывают обмот­ки также подтяжкой шпилек прессовочных колец, пос­ле чего резьбу шпилек и гаек накернивают по окружно­сти в трех местах, чтобы исключить самоотворачивание.

В местах выпучивания отдельных витков накладывают бандаж из киперной ленты, а повреждение витковой изоляции устраняют наложением лакоткани. Проверяют крепле­ние переключателей и отводов, правильность расположения изоляционных прокладок ярмовой изоляции, осматривают изоляционные цилиндры, деревянные детали, крепления отводов переключателей.

Мегаомметром измеряют изоляцию стяжных шпилек и обмоток и результаты сравни­вают с предыдущими замерами. Поврежденные изолирующие втулки заменяют. После ре­визии и ремонта вторично промывают выемную часть трансформатора сухим маслом.

При ремонте переключателя напряжения сначала его снимают с трансформатора, очищают от шлама, разбирают и зачищают контактные поверхности стеклянной бумагой. При значительных выгораниях поврежденные детали заменяют. За­меряют контактное давление, исходя из среднего арифметического трех измерений. При этом разброс значений не должен превышать 10 % от среднего. Замер давления произво­дят в момент отрыва контакта, о чем судят либо по показаниям сигнальной лампы, либо по освобождению предварительно проложенного между контактами щупа или полоски бумаги толщиной не более 0,1 мм. Величина давления контактов должна соответство­вать паспортным данным.

После проверки состояния контактов проверяют работу привода переключателя и приступают к снятию круговой диаграммы переключающего устройства. Обычно приме­няют метод сигнальных ламп.

Устанавливают переключатель на место и проверяют все соединения и пайку, а так­же состояние демпферных соединений выводов с изолятором. Мостом постоянного тока замеряют сопротивление контактов постоянному току во всех положениях переключателя РПН, при этом разброс значений не должен превышать 2 %, а положение привода переклю­чателя должно соответствовать действительному положению контактов переключателя.

Ремонт бака трансформатора сводится к его очистке и завариванию трещин. Внутреннюю часть бака тщательно очищают, промывают 15—20 % раствором ка­устической соды и просушивают постепенным и равномерным нагревом паяльной лампы.

Места течи масла заваривают газосваркой. Качество сварных швов во многом зави­сит от чистоты бака, так как при попадании частиц масла при сварке образуются ракови­ны. Кроме того, при сварочных работах соблюдают правила пожарной безопасности во избежание взрыва паров и воспламенения остатков масла в баке.

После сварки внутреннюю часть бака протирают салфетками без ворса, а затем промы­вают чистым сухим маслом. Присохшую грязь с крышки и наружных частей бака удаляют скребками, металлическими щетками и ветошью, смоченными в масле, затем сухой ветошью.

По окончании сварки бак полностью собранного трансформатора в течение 1-2 ч ис­пытывают избыточным давлением столба масла высотой 1,5м над уровнем масла в расши­рителе. На время испытания все отверстия, связанные с баком и расширителем, герметичес­ки закрывают.

Свисающие из зазоров или вдавленные внутрь, выкрошенные или разбухшие про­кладки необходимо заменить. Их изготавливают из специальной маслобензостойкой или маслоупорной резины толщиной 8 мм марки С-90 или С-14. Для этого резину размещают непосредственно на крышке, фланце и т.п. или на шаблоне. С помощью специального при­способления для резки вырезают по разметке прокладку и отверстия под болты.

Ремонт неисправных вводов выполняют при необходимести замены поврежден­ного и отбракованного изолятора, который при этом отсоединяют от вывода обмот­ки и снимают крышки. Перед установкой такого же нового изолятора основание его фланца и место установки на крышке трансформатора тщательно зачищают. Предва­рительно изолятор тщательно осматривают, выявляя возможные дефекты и проводя электрические испытания. Прокладку под фланец изготовляют из пластичной маслоупорной резины марки С-90.

Непосредственно перед установкой прокладку с обеих сторон, а также крышку трансформатора под фланцем и фланец изолятора покрыва­ют тонким слоем бакелитового лака или клея БФ-4. После установки прокладки бол­ты фланца изолятора равномерно подтягивают. Армировка и крепление не должны допускать скопления влаги.

При опускании выемной части с помощью крана после ревизии ее поднимают над баком с соблюдением тех же предосторожностей, что и при выемке. Тща­тельно протирают салфеткой опорные планки магнитопровода, закрепляют гайки, крепя­щие эти планки в трех местах и опускают выемную часть в бак. Сердечник во время опус­кания и установки удерживают от касания стенок бака. Мегаомметром проверяют исправ­ность заземления, то есть наличие цепи между магнитопроводом, прессующими консоля­ми и баком. Затем устанавливают крышку бака с вводами, после чего электромонтер с переносной лампой на 12 В опускается в бак трансформатора через люк и присоединяет отводы к вводам и штанги переключателя напряжения к приводу. После проверки присое­динения снимают термосигнализатор, проверяют его, заменяют прокладку и гильзу, про­мывают штуцер, устанавливают обратно на место и подключают.

Расширитель, выхлопную трубу и газовое реле очищают от грязи, расширитель про­мывают сухим маслом, очищают от пыли медную сетку дыхательной трубки, промывают маслоуказательную трубку. Кран на маслопроводе от бака к расширителю проверяют и при необходимости ремонтируют. Затем расширитель и газовое реле поднимают на крыш­ку бака, устанавливают новые прокладки, их фланцы, затягивают болты и подключают провода газового реле. Выхлопную трубу и заглушки протирают, проверяют их целост­ность, поднимают на крышку бака и устанавливают на новую прокладку, сохранив пра­вильное положение колена трубы.

При ремонте радиаторов очищают их от пыли, грязи и потеков масла, обнаруженные трещины заваривают. Если повреждения радиаторов устранить сваркой не удается, то разрешается с помощью заплат заглушить не более четырех труб. При необхо­димости каждый радиатор испытывается давлением аналогично испытанию трансформа­тора. Затем радиаторы промывают чистым сухим маслом с помощью центрифуги или фильтр-пресса, при этой операции должен быть открыт один из фланцев. При обнаруже­нии течи масла в радиаторном кране его снимают, перебирают и меняют сальниковую набивку из асбестового шнура, ставят на место новые прокладки, проверяют состояние пробок для выпуска воздуха, подготавливают новые прокладки, проверяют состояние про­бок для выпуска воздуха, после чего отремонтированные радиаторы навешивают на бол­ты фланцев и затягивают прокладки болтами.

Заполнение трансформатора маслом выполняют после проверки закрепления всех уплотнений трансформатора. Для этого к нижнему крану (фланцу) бака подключают шланг вагона масляного хозяйства, убеждаются, что все краны на­ходятся в открытом положении, и включают насос. По мере заливки масла воздушные пробки в радиаторах, расширителе, выхлопной трубе и т.п. устраняют. Воздух из трансформатора должен свободно удаляться через дыхательное отверстие расшири­теля. Заливку прекращают, когда уровень масла достигнет примерно середины рас­ширителя. Перекрывают кран трансформатора и отключают шланг вагона масляно­го хозяйства. Для заливки применяют свежее сухое масло, удовлетворяющее требова­ниям указанного заводом ГОСТа. Температура заливаемого в бак масла не должна превышать температуру сердечника более чем на 10° С. После заливки масла транс­форматор протирают сухими салфетками. Отбор пробы масла можно брать через 10 ч после окончания его заливки.

После капитального ремонта обязательно проводят испытания трансформатора в полном объеме и оформляют протокол испытаний.

Источник