Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением

Министерство Путей Сообщения

Российской Федерации

Уральская Государственная Академия

Путей Сообщения

 

 

Кафедра

электроснабжения

транспорта

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: «Эксплуатация устройств электрифицированных

железных дорог»

Э-525.ЭЛС.КП.51.ПЗ

 

 

Проверил: Выполнил:

Неугодников Ю.П.

 

 

Екатеринбург 1999

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................

РЕФЕРАТ………………………………………………………………………….

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ..........................................................................................

1 ВЫБОР МЕТОДОВ ОПЕРАТИВНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО И МЕСЯЧНОГО ПЛАНА ТХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ..................................................

1.1 Характеристика и выбор метода оперативно технического обслуживания тяговой подстанции. Определение штата тяговой подстанции............................................

1.2 Разработка схемы и выбор оборудования РУ-220кВ тяговой

подстанции........................................................................................................

1.3 Составление годового плана-графика технического обслуживания и ремонта

оборудования РУ-220кВ....................................................................................

1.4 Составление месячного плана-графика технического обслуживания и ремонта

оборудования РУ-220кВ....................................................................................

2 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ НКФ-220..................................

2.1 Разработка схемы подключения НКФ-220..........

2.2 Конструктивное исполнение и основные параметры НКФ-220..........................

2.3 Текущий ремонт НКФ-220..........................................................

2.4 Профилактические испытания НКФ-220 в процессе текущей эксплуатации.......

2.5 Капитальный ремонт НКФ-220 …………………………………………………………

2.6 Профилактические испытания после капитального ремонта …………

3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВМП-10..................................

3.1 Разработка схемы подключения ВМП-10..........

3.2Конструктивное исполнение и основные параметры ВМП-10..........................

3.3Текущий ремонт ВМП-10..........................................................

3.4Профилактические испытания ВМП-10 в процессе текущей эксплуатации.......

3.5Капитальный ремонт ВМП-10 …………………………………………………………

3.6Профилактические испытания после капитального ремонта ………………………

4 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА НКФ-220 И ВМП-10…………………………………....

4.1 Организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работы на тяговой подстанции………………………..

4.2 Разработка технологической карты и оформление наряда-допуска при выводе в ремонт НКФ-220 ……………………….

4.3 Разработка технологической карты и оформление наряда-допуска при выводе в ремонт ВМП-10……………………………………………………….……………………….

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ………………………………………………………………………………..

ЛИТЕРАТУРА.......................................................................................................

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

В курсовой работе содержится страниц, рисунков, таблиц.

 

Годовой план-график, месячный план-график, текущий ремонт, профилактические испытания, капитальный ремонт, текущий ремонт, техника безопасности, наряд-допуск.

В курсовой работе произведен выбор метода оперативно-технического обслуживания, определение штата подстанции, разработана схема и выбрано оборудование РУ-220 кВ, составлен годовой и месячный план-график технического обслуживания и ремонта.

Произведено описание двух типов оборудования на различных РУ, последовательность текущего, капитального ремонтов и профилактических испытаний, описаны организационные и технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ на тяговой подстанции, разработаны технологические карты и оформлены наряды-допуски.

 

ВВЕДЕНИЕ

В соответствии с Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правилами техники безопасности эксплуатации электроустановок потребителей и техническими указаниями главного управления электрификации и энергетического хозяйства МПС на тяговых подстанциях и постах секционирования выполняются следующие виды работ: периодические осмотры, текущий ремонт, капитальный ремонт и профилактические испытания. Периодические осмотры оборудования проводят начальники подстанций и электромеханики в соответствии с разработанной последовательностью операций, учитывая требования охраны труда и пожарной безопасности.

При текущем ремонте производится ревизия оборудования с устранением возникших отклонений от требования действующих правил и инструкций.

Профилактические испытания предусматривают определение состояния оборудования путем выполнения комплекса измерений. Полученные данные позволяют определить необходимость проведения очередного и внеочередного ремонтов.

При капитальном ремонте ставится задача восстановление технических характеристик оборудования тяговых подстанций, утвержденные начальником дистанции электроснабжения. Начальник тяговой подстанции и ремонтно-ревизионного участка (РРУ) составляют на основании годового графика необходимости проведения тех или иных работ и должны обеспечить выполнение месячного плана.

 

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

1. Вариант: 51

2. Род тока: постоянный

3. Тип тяговой подстанции: отпаечная

4. Уровень питающего напряжения: 220 кВ

5. Тип РУ для составления годового и месячного планов-графиков технического обслуживания и ремонта: РУ-220 кВ

6. Срок действия ТП после пуска в эксплуатацию: 15 лет

7. Тип и место установки оборудования для проведения технического обслуживания и ремонта:

7.1. НКФ-220 в РУ-220 кВ

7.2. ВМП-10 в РУ- 10 кВ

8. Тип преобразователя / схема выпрямления: ПВЭ-3М / шестипульсовая мостовая

9. Количество фидеров: 2 фидера РУ-220 кВ

 

 

1 ВЫБОР МЕТОДОВ ОПЕРАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО И МЕСЯЧНОГО ПЛАНА ТХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

 

Обслуживание тяговых подстанций сводится к проведению планово-предупредительных и внеочередных мероприятий и делится на три метода оперативно технического обслуживания: комплексный, кустовой и централизованный.

 

1.1. ХАРАКТЕРИСТИКА И ВЫБОР МЕТОДА ОПЕРАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ШТАТА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ.

Рациональная система обслуживания тяговой подстанции (ТП) должна удовлетворять следующим требованиям:

n планово-предупредительные ремонты устройств ТП должны осуществлять в оптимальные межремонтные сроки. Критерием оптимизации при определенном уровне надежности являются минимальные суммарные затраты на эксплуатационное содержание этих устройств;

n сроки осмотров и ремонтов отдельных видов оборудования должны быть увязаны между собой так, чтобы сократить число повторных выездов ремонтных бригад. Периодичность осмотра и ремонта с большим объемом должна быть кратной срокам работы с меньшим объемом;

n методы обслуживания ТП должны выбираться с помощью теории массового обслуживания на основе объективных статистических данных о надежности работы различного оборудования;

n для объектной проверки состояния оборудования должны использоваться методы дефектоскопии различных элементов оборудования и сигнализации о возникновении неисправности в оборудование;

n в процессе эксплуатационного обслуживания надежность работы оборудования должна постоянно повышаться.

Внедрение рациональной системы обслуживания позволили повысить производительность труда эксплуатационного персонала и значительно сократить стоимость содержания тяговых подстанций и постов секционирования (ПС).

 

Методы технического обслуживания ТП.

Кустовой метод. Сущность метода заключается в том, что 3-4 ТП («куст»), связанные хорошей автодорогой, объединяют в одно подразделение под руководством одного начальника. На одной из подстанций, как правило, опорной создают комплексную бригаду из 5-6 человек под руководством старшего электромеханика для производства всех видов ремонта оборудования ТП и прилегающих ПС, оснащенную необходимыми испытательными и другими приборами и установками. На каждой ТП, входящей в «куст», остается эксплуатационный штат не более 2 человек, которые производят оперативные переключения, осуществляют допуск к работе, ведут все хозяйственные работы (очистка территории, уборка ТП и др.), а также принимают участие в работе комплексной бригады на одной подстанции. Общий штат «куста» составляет 13-17 человек. Специальная бригада «куста» осуществляет все работы на ТП совместно с бригадами РРУ. Обязанности РРУ заключаются в эксплуатации устройств защиты и телемеханики на всех объектах, капитальном ремонте маслонаполненной аппаратуры и производстве трудоемких капитальных ремонтов другого оборудования подстанции в мастерских участка, выполнение строительно-монтажных работ по расширению и реконструкции тяговой подстанции.

В годовом графике планово-предупредительных ремонтов (ППР) в зависимости от периодичности все виды ППР определены в комплексы. Так, например, все работы с периодичностью 1 раз в 6 лет относятся к 1 комплексу; 1 раз в 3 года – ко второму комплексу и т. д. Всего установлено семь комплексов работ.

Централизованный метод. При этом методе, который целесообразно применять на телеуправляемых участках, все виды ППР оборудования ТП выполняют специализированные или комплексные бригады РРУ. На ТП в этом случае эксплуатационный штат состоит из старшего электромеханика и электромеханика. Функции этого персонала те же, что и при кустовом методе. При такой системе ремонтных работ по большей части оборудование сосредоточено в специально оборудованных мастерских РРУ, а на ТП проводят комплексные осмотры и профиспытания, после которых вышедшие из строя приборы или какие-либо элементы оборудования заменяются имеющимися в резерве исправными, а неисправные отправляют в цех для ремонта. Коллектив РРУ имеет специализированные бригады: масляного хозяйства, кремниевых выпрямителей, защиты и автоматики, телеуправления, аккумуляторного хозяйства, КНП. Кроме того, имеется химическая лаборатория, группы контактной сети (КС), ремонтная бригада обмотчиков. Главный недостаток метода централизованного обслуживания заключается в необходимости непроизводительных затрат времени бригад на прибытие к месту работы и возвращения обратно.

Комплексный метод обслуживания. В этом методе все работы, связанные с обслуживанием ТП осуществляются силами бригад ТП и специализированными бригадами РРУ по единому плану-графику. Комплексный метод предусматривает рациональную последовательность выполнения работ одновременно на одном присоединении или распределительном устройстве (РУ), несколькими бригадами.

Все выше перечисленные методы обслуживания относятся к техническим. Применение того или иного метода оперативного обслуживания на конкретной ТП устанавливаются специальным распоряжением службы электрификации и энергетического хозяйства.

Методы оперативного обслуживания ТП:

n обслуживание с круглосуточным дежурством в два лица в смену. Применяют на ТП с первичным напряжением 220кВ, опорных ТП, ТП с большой районной нагрузкой. Один из дежурных может принять участие в ремонтных работах;

n обслуживание с круглосуточным дежурством в одно лицо. Применяют на ТП, на которых исключена ошибочность операций с разъединителями, на опорных ТП, имеющие специальные особенности в месторасположении, состоянии оборудования. Ремонтно-ревизионные работы так же выполняют бригады подстанции и специализированные бригады РРУ, но дежурный персонал не может принимать участие в них.

n Дежурство оперативного персонала на дому – дежурный электромеханик находится на подстанции в период работ ремонтных бригад, а также в аварийных случаях и при производстве оперативных переключений (активное время работы). В остальное время дежурства электромеханик находится дома (пассивное время).

n Обслуживание оперативно-ремонтным персоналом – необходимые переключения на подстанции производит оперативно-ремонтный персонал (начальник, старший электромеханик, электромеханики, электромонтеры); он же совместно со специализированными бригадами РРУ выполняет все ремонтно-ревизионные работы.

Исходя из вышесказанного, а также типа заданной ТП, выбираем кустовой метод технического обслуживания отпаечной ТП.

Таблица 1.1

Численность персонала тяговой подстанции.

Должность	Круглосуточное дежурство	Дежурство на	Использование
	в 2 лица	в 1 лицо	дому	операт-ремонт. персонала
1.Начальник
2.Старший электромеханик
3.Электромеханик
4.Электромонтер	2-3	2-3	2-3	1-2
5.Уборщица
Всего	14-15	9-10	8-9	6-7

 

Для рассматриваемой ТП выбираем метод оперативного обслуживания с постоянным дежурством в одно лицо, обслуживаемой оперативным ремонтным персоналом ЭЧЭ и РРУ. Штат ТП определяется в соответствии с таб.1.1.

Штат ТП:

n начальник ТП - 1 человек;

n старший электромеханик - 1 человек;

n электромеханики - 4 человека;

n электромонтеры - 2 человека;

n уборщица - 1 человек;

n всего - 9 человек.

 

1.2. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ РУ-220кВ ОТПАЕЧНОЙ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

Схема внешнего электроснабжения выполняется таким образом, чтобы обеспечить допустимый уровень напряжения на шинах тяговых подстанций в нормальном и аварийном режимах, а также сохранение питания электрической тяги при выходе из строя любой ЛЭП или районной подстанции.

Для выполнения последнего условия отпаечные тяговые подстанции присоединяют не менее чем тремя выводами к районным подстанциям энергосистемы. При питании подстанции по двухцепной воздушной линии с двухсторонним питанием на участке между двумя опорными подстанциями допускается подключение не более пяти промежуточных подстанций (трёх транзитных и двух на ответвлениях). Расстояние между промежуточными подстанциями не должно превышать 20 км.

Схемы РУ тяговых подстанций определяются местом тяговой подстанции в схемах внешнего электроснабжения и назначением каждого РУ (питание тяговой сети, питание районных потребителей, питание собственных нужд), количеством понизительных трансформаторов.

Отпаечные подстанции подключают глухими ответвлениями (отпайками) к двум цепям ЛЭП 110кВ.

Схема электрических соединений РУ-220кВ отпаечной тяговой подстанции приведена на рис. 1.1.

Такие РУ выполняют по мостиковой схеме “Н” аналогично схемам транзитных подстанций, но с разъединителями вместо выключателя в рабочей перемычки и без ремонтной перемычки. На линейных разъединителях и одном из разъединителей перемычки устанавливают двигательные приводы, что позволяет подключать понижающие трансформаторы к разным либо к одной питающей ЛЭП.

Рассматриваемая отпаечная подстанция, как правило, нормально питается от одной из двух ЛЭП с включённой перемычкой. Это позволяет не устанавливать на подстанции никакой защиты ЛЭП и избежать уравнительных токов по ЛЭП при параллельной работе трансформаторов на стороне среднего или низкого напряжения.

 

Рис 1.2.1. Схема соединений РУ-220кВ отпаечной тяговой подстанции

 

1.3. СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО ПЛАНА-ГРАФИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ РУ-220 кВ

Основным документом, определяющим работу персонала тяговой подстанции, является годовой план проведения планово-предупреди­тельных ремонтов с разбивкой по месяцам. В этом же плане указыва­ются все работы, выполняемые ремонтно-ревизионным участком, включая данные о виде работ, периодичности, сроки последнего ремонта, нормы времени на выполнение работ и др. Годовые планы-графики утверждаются начальником дистанции электроснабжения. При составлении планов учитывается фактический настой часов персонала тяговой подстанции, действующие типовые нормы времени [1,2].

План-график на 1999 год для заданного РУ-220кВ отпаечной тяговой подстанции представлен в таблице 1.2.

В таблице в колонке виды ремонта обозначены следующими буквами русского алфавита: Т - текущий ремонт; П - профилактические испытания; К - капитальный ремонт.

В объём текущего ремонта входят ревизия оборудования и его отдельных частей, устранение несоответствий требованиям действующих правил и инструкций и отклонений от нормального состояния. При этом выполняют внутренний и наружный осмотр, проверку креплений, зачистку и проверку контактов, очистку и смазку трущихся частей, проверку изоляции и т.д., устраняют обнаруженные при осмотрах, а также ранее записанные дефекты, заменяют изношенные детали. Для проведения текущего ремонта оборудование отключают и выводят из работы.

Профилактические испытания выполняют для оценки оборудования, производя комплекс измерений. На основании полученных данных и сравнения их с результатами предыдущих испытаний и техническими нормами убеждаются в отсутствии недопустимых отклонений отдельных параметров и определяют необходимость проведения очередного или внеочередного капитального ремонта.

Капитальный ремонт устройств тяговых подстанций предусматривает полное восстановление их первоначальной технической характеристики, а также выполнение мероприятий, направленных на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, повышение его мощности и других технико-экономических показателей, усовершенствование оборудования путём модернизации его отдельных элементов и узлов. При капитальном ремонте оборудование разбирают (вскрывают) полностью или частично, проводят установленные испытания и проверки, заменяют или ремонтируют изношенные и повреждённые детали и конструкции. Одновременно выполняют все работы, входящие в объём текущих ремонтов и профилактических испытаний.

План составлен исходя из срока эксплуатации ТП. Зная срок эксплуатации ТП (14 лет) и периодичность ремонтов оборудования РУ можно определить срок (год) последнего ремонта. В связи с этим в РУ-220кВ на 1999 год запланирован текущий ремонт шин, разъединителей, разрядников, масляных выключателей и силовых трансформаторов. Ремонт производится бригадами ЭЧЭ. Помимо этого на 1999 год выпадает профилактические испытания разрядников и маслинных выключателей. Если текущий и капитальный ремонт совпадают по срокам, то текущий ремонт не производится, а делают только капитальный ремонт. Профилактические испытания и капитальный ремонт проводят бригады РРУ.

Все работы планируем на июнь, июль, август месяцы 1999 года.

 

1.4. СОСТАВЛЕНИЕ МЕСЯЧНОГО ПЛАНА-ГРАФИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ РУ-220 кВ

 

На основании годового плана-графика начальник ТП и начальник РРУ составляют план работ на каждый месяц с учетом необходимости проведения тех или иных работ и обеспечение выполнения плана. Фактическое выполнение плана проверяет инженер техотдела ЭЧ.

План работы ЭЧЭ на июнь месяц 1999 года представлен в таблице 1.3.

Месяц, на который планируются ремонтные работы разбивается на три декады. Заранее предусматривается день охраны труда - это среда. План составляется с учетом возможности бесперебойного электропитания.

Таблица 1.3.

Годовой план-график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ-220 кВ.

№

Оборудование

Един. изм.

Кол- во

Вид ремонта

Пери- одич-ность

Послед-ний срок ремонта

Норма времени (норма-часы)

Общие затраты времени

Распределение по месяцам

Примечание

Наимено-вание

Тип, марка

На единицу измерителя

Всего

РРУ

ЭЧЭ

Июнь

Июль

РРУ

ЭЧЭ

1.

Сборные шины

АС-185

погон. метров

ТР КР И

1 раз в год 1 раз в 8 лет 1 раз в 8 лет

3,48

20,88

20,88

20,88

2.

Разъединители

РНДЗ-1-220/630 Т1

разъед.

ТР КР И

1 раз в год 1 раз в 8лет 1раз в 8 лет

4,29

51,48

51,48

51,48

3.

Выключатели

МКП-220Б-20/ 1000 УЛ1

1 выкл.

ТР КР И

1 раз в год 1 раз в 8 лет 1 раз в 3года

6,98   8,28

23,54

23,54

23,54

4.

Трансформатор Тока

ТФЗМ-220Б-1

1 тр-ор

ТР КР И

1 раз в 3года по испытан. 1 раз в 6 лет

1,06

14,84

14,84

14,84

5.

Разрядник

РВС-220

1 разряд.

ТР КР И

1раз в 3 года 1 раз в 8 лет 1 раз в 3года

3,03   4,3

29,32

29,32

29,32

6.

Трансформатор Силовой

ТДТН-16000/220

1 тр-ор

ТР КР И

1 раз в 2года по испытан. 1 раз в 4 года

ИТОГО

140,06

67,7

72,36

23,54

116,52

 

Таблица 1.3

Утверждаю

начальник ЭЧЭ_____________

 

План работы ЭЧЭ-12 на июнь месяц 1999г.

 

 

N

Наименование работ

Ед. изм.

Кол-во

Дни месяца

Нвр чел.час.

Всего

Кол-во

Фактические затраты времени чел.час.

1-5

5-10

10-15

15-20

20-25

25-31

Текущий ремонт разъединителей

шт.

7/8

16/17

20/20

25/26

4,29

51,48

Текущий ремонт разрядников

шт.

7/8

16/17

3,03

29,32

Текущий ремонт трансформаторов тока

шт.

7/8

16/17

1,06

14,84

Сборные шины

100 погон. метр.

7/8

16/17

3,48

20,88

Итого:

116,52

Подпись_______________________

 

2 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.2. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ТРАНСФОРМАТОРА НКФ-220

Каскадные трансформаторы напряжения НКФ-220. Их первичные обмотки, включаемые на напряжение , состоят из двух секций 1 и 2 (рис. 75), представляющие собой дроссельные катушки с одинаковым числом витков. Так как на каждую секцию приходится половина фазного напряжения, то сердечник изолируют на половинное напряжение фазы. Средние точки секций соединены со своими сердечниками 3 и 4. Это позволяет крайние витки секций изолировать от сердечника только на четверть фазного напряжения вследствие уменьшения разности потенциалов между витками и сердечниками. Такое облегчение изоляции между секциями первичной обмотки и их сердечниками обеспечивает компактность аппарата и удешевляет его стоимость. Вторичную обмотку помещают на сердечнике секции 1, соединенной с землей, и приборы, подключенные к ней, показывают фазное напряжение.

При разомкнутой вторичной обмотке (см. рис. 75, а) на обеих секциях первичной обмотки, представляющей собой реактивные катушки с большим индуктивным сопротивлением, напряжение распределяется поровну. При включении на вторичную обмотку 5 приборов (см. рис. 75, б) происходит размагничивание секции 1 и ее индуктивное сопротивление понижается. Это приводит к тому, что напряжение между секциями 1 и 2 распределяется неравномерно: на верхней больше половины фазного напряжения, а на нижней меньше половины фазного напряжения. Следовательно, приборы, подключенные ко вторичной обмотке, будут измерять напряжение меньше действительного.

Чтобы избежать этого, применяют в каждой секции дополнительные обмотки 6 и 7 с одинаковым числом витков, соединенные одноименными зажимами между собой (Н₁-Н₂; К₁-К₂), как трансформаторы для параллельной работы. В дополнительных обмотках индуктируются э. д. с., пропорциональные напряжениям секции 1 и 2. Так как напряжение секции 1 меньше напряжения секции 2, то э. д. с. Е^/₂ дополнительной обмотки 6 меньше э. д. с. Е^//₂ обмотки 7. Это приводит к тому, что в цепи дополнительных обмоток от обмотки 7 к обмотке 6 протекает уравнительный ток. Магнитный поток обмотки 6, создаваемый уравнительным током увеличивает индуктивное сопротивление секции 1, а поток обмотки 7 уменьшает индуктивное сопротивление секции 2. Выравнивание индуктивных сопротивлений и, следовательно, напряжений на секциях происходит при любой нагрузке во вторичной обмотке.

2.3. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ТРАНСФОРМАТОРА НКФ-220

Текущий ремонт трансформатора производят без их вскрытия в следующей технологической последовательности.

Осмотр трансформаторов, при осмотре проверяют: уровень масла, состояние корпуса трансформатора, отсутствие течи масла, состояние опорных и проходных изоляторов, отсутствие нагрева контактных соединений на вводах термоиндикатором, исправность заземляющей проводки, камер трансформаторов.

Ремонт вводов и проходных изоляторов. У трансформаторов протирают опорные, проходные изоляторы и вводы салфеткой, смоченной в бензине, проверяют отсутствие трещин, сколов фарфора, прочность армировки фланцев, а также отсутствие течи масла через проходные изоляторы. При наличии течи масла через уплотнения их следует заменить или подтянуть болты.

Отсоединяют ошиновки сторон высокого и низкого напряжения, гибкие тросы привязывают к вводам изолирующими «удочками» во избежание провисания. Тщательно осматривают контактные соединения. На контактных наконечниках ошиновок и вводов не должно быть оксидных пленок и цветов побежалости. Контактные поверхности зачищают мелким напильником под слоем вазелина, очищают, затем покрывают вновь вазелином.

Испытания трансформаторного масла. При испытании во время текущего ремонта отбирают пробу масла из бака трансформатора. Непосредственно на тяговой подстанции производят испытание масла на пробой и определение содержания механических частиц и взвешенного угля. Сокращенный и полный анализ масла выполняют в лабораториях.

Осмотр ячейки трансформатора по окончании ремонта. По окончании ремонта и испытаний трансформатора закоротки снимают, подключают ошиновки. На контакты в местах, удобных для осмотра без отключений, наклеивают термоиндикаторы. Бак и ошиновку красят вновь или восстанавливают поврежденную окраску. По трафарету восстанавливают подстанционный номер и диспетчерское обозначение трансформатора, проверяют состояние заземляющей проводки простукиванием сварных швов и прозвонкой с помощью мегомметра.

 

 

таблица 2.3.1

Типовые нормы времени на текущий ремонт измерительного трансформатора НКФ-220

Состав исполнителей	Кол-во исполнителей	Измеритель Работы	Норма времени на измеритель, Нормо-ч
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда - 1		1 комплект из 3 транс-торов	4,38
№	Содержание работы	Учтенный объем работы на измеритель	Оперативное время на учтенный объем работы, Нормо-мин
1.	Наружный осмотр трансформатора с проверкой состояния заземления	3 транс-тор
2.	Проверка состояния контактных соединений первичных и вторичных цепей	То же	38,7
3.	Проверка уплотнений	«	31,5
4.	Проверка маслоуказательного устройства	«	19,2
5.	Проверка сливного крана и дыхательного устройства	«	19,6
6.	Чистка фарфоровой изоляции трансформатора	«	34,8
7.	Отбор пробы масла на испытание	3 пробы	52,8
Итого	220,6

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, молоток слесарный, ведро, банки с притертыми пробками для отбора масла, лестница, обтирочный материал.

 

2.4. ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Состав исполнителей	Кол-во исполнителей	Измеритель работы	Норма времени на измеритель, Нормо-ч
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда – 1		1 комплект из 3 транс-торов	1,72
№	Содержание работы	Учтенный объем работы на измеритель	Оперативное время на учтенный объем работы, Нормо-мин
1.	Отсоединение ошиновки от выводов трансформатора	3 транс-тора	20,5
2.	Измерение сопротивления изоляции обмоток	То же	45,5
3.	Присоединение ошиновки к выводам трансформатора	3 транс-тора
Итого

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: мегаомметр на 1000 и 2500 В, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, обтирочный материал.

 

Измерение сопротивления изоляции измерительных трансформаторов

Сопротивление изоляции измерительных трансформаторов измеряется между обмотками и землёй и между обмотками мегомметрами на напряжение 2500 В для первичных обмоток и на напряжение 1000 В для вторичных обмоток.

Сопротивление изоляции измерительных трансформаторов не нормируется, но результаты измерений сравниваются с заводскими данными или данными предыдущих измерений.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток измеряется для трансформаторов напряжения с номинальным напряжением 35 кВ и выше. Оба вывода первичной обмотки у таких трансформаторов рассчитаны на номинальное напряжение.

Предельные величины тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформаторов напряжения 35 кВ и выше должны быть не более 4% при температуре +20 градусов. В сухих трансформаторах тангенс угла диэлектрических потерь следует измерять мостом при напряжении до 10 кВ для обмоток с напряжением 35 кВ и выше (в пределах величины 0,3 от U_ном).

Тангенс угла диэлектрических потерь измеряется мостом переменного тока по нормальной схеме с заземленной диагональю моста (рис 2.4.1.). в результате измерения должны вноситься соответствующие поправки на величину тангенса угла диэлектрических потерь самой испытательной схемы, определяемой при отключенном объекте испытания.

Тангенс угла диэлектрических потерь рекомендуется измерять прибором ИДП-2 системы ОРГРЭС, имеющим высокие помехоустойчивые качества и достаточную степень точности. Достаточной точностью обладает и малогабаритный мост переменного тока типа МД-16 (рис. 2.4.2.). угол диэлектрических потерь измеряют для каждой обмотки относительно корпуса, при этом заземляют свободные (неиспытываемые) обмотки и корпус.

Тангенс угла диэлектрических потерь обмоток должен измеряться при температуре обмоток (верхних слоев масла) не ниже +10 градусов. Если заводские или предыдущие измерения тангенса угла диэлектрических потерь обмоток производились при другой температуре обмоток, то для возможности сравнения результатов измерения необходимо произвести пересчет измерений при помощи поправочных коэффициентов. Для получения более точных данных по результатам измерений рекомендуется тангенс угла диэлектрических потерь измерять по возможности при одинаковых температурах обмоток.

Угол диэлектрических потерь обмоток трансформаторов при помощи моста переменного тока типа МД-16 измеряется в следующем порядке.

1. Производится сборка испытательной схемы типа МД-16 и его подключение к испытуемой обмотке трансформатора.

2. Снимаются защитные заземления с испытуемой обмотки трансформатора при обязательном заземление свободных обмоток и корпуса трансформатора.

3. Включается напряжение на регулировочный трансформатор и производится плановое увеличение испытательного напряжения с нуля до требуемой по условию испытания величины.

4. По результатам четырех измерений определяется среднее значение тангенса угла диэлектрических потерь по формуле

5. Отключается испытываемая обмотка и определяется тангенс угла диэлектрических потерь самой схемы без объекта испытания.

6. Определяется истинное значение тангенса угла диэлектрических потерь обмоток путем замера погрешности, вносимой схемой измерения.

7. Переключается мост переменного тока на следующую обмотку и производятся аналогичные измерения для этой обмотки.

Переключения, связанные с мостом переменного тока, необходимо производить после установки переключателя чувствительности гальванометра моста в нулевое положение, плавного снижения испытательного напряжения до нуля, установки в нейтральное положение переключающего питающего рубильника и заземления испытываемой обмотки и эталонного конденсатора.

 

Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением

Продолжительность приложения испытательного напряжения к первичным обмоткам всех трансформаторов напряжения с основной изоляцией из керамики –

1 минута. Величина испытательного напряжения промышленной частоты для вторичных обмоток измерительных трансформаторов вместе с присоединенными к ним цепями равна 1 кВ, а продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 минута.

Величина испытательного напряжения промышленной частоты для доступных стяжных болтов устанавливается для всех измерительных трансформаторов 1 кВ, а продолжительность приложения испытательного напряжения 1 минута.

Испытательное напряжение должно плавно подниматься от величины не более 1/3 испытательного напряжения со скоростью не свыше 1 кВ в секунду.

Температура обмоток трансформатора при испытании повышенным напряжением должна быть не ниже + 10°С, а частота испытательного напряжения не должна отличаться от промышленной более чем на %.

Изоляция обмоток испытывается в следующем порядке.

1. Измеряется сопротивление изоляции испытываемой обмотки мегомметром.

2. Собирается испытательная схема и опробывается без подключения испытываемого объекта (рис.2.4.3.). Проверяется работа искрового разрядного промежутка при завышении величины испытательного напряжения.

3. Закорачиваются между собой все выводы испытуемой обмотки, а все выводы свободных обмоток и корпус надежно заземляются.

4. Подключается испытательная схема к испытываемой обмотке и снимается защитное заземление с этой обмотки.

5. Подается питание на регулировочный трансформатор и со скоростью не свыше 1кВ/сек. испытательное напряжение повышается до требуемой величины и выдерживается в течении 1 минуты, а затем плавно снижается до начальной величины (не свыше 1/3 испытательного) и отключается полностью.

Изоляция обмоток считается выдержавшей испытание, если за период испытания не наблюдалось пробоев, перекрытий, корронирования и т.д.

Измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях измерительных трансформаторов

Коэффициент трансформации измерительных трансформаторов определяется для трансформаторов предназначенных для учета электроэнергии и имеющих переключающие устройства (на всех положениях переключателя). Отклонение найденного коэффициента от паспортного не нормируется.

 

2.5. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРА НАПРЯЖЕНИЯ НКФ-220

 

Перед отключением трансформатора для производства капитального ремонта выясняют дефекты и отклонения от норм в работе по записям в эксплуатационном документации, изучают объем и результаты предыдущего капитального и текущего ремонтов и профилактических испытаний. Осмотром определяют состояние отдельных узлов трансформатора: изоляторов, радиаторов, бака, фильтра, контрольно-измерительных приборов, кабелей.

На основании документации и осмотра определяют объем капитального ремонта, составляют ведомость работ и необходимых запасных частей, включая сюда и работы по модернизации и реконструкции, в связи с указаниями Главного управления и службы электрификации и энергетического хозяйства. К ремонту приступают после укомплектования всех необходимых запасных частей и материалов. Капитальный ремонт выполняет специализированная бригада ремонтно-ревизионного цеха дорожных электромеханических мастерских.

При капитальном ремонте выполняют следующие работы: вскрытие трансформатора, подъем сердечника и осмотр его; промывку горячим маслом выемной части, ремонт и чистку изоляторов, отбор проб и испытание масла маслонаполненных вводов; ремонт расширителя, радиаторов, кранов, крышки и выхлопной трубы, охлаждающих и маслоочистительных устройств; ремонт магнитопровода, обмоток, переключателей и отводов; очистку, промывку и при необходимости окраску бака; проверку контрольно-измерительных, сигнальных и защитных устройств; очистку или замену масла; сушку изоляции (при увлажнении); сборку трансформатора и испытание после капитального ремонта.

Непосредственно после отключения трансформатора для выполнения капитального ремонта выполняют измерение сопротивления изоляции обмоток и отношения R₆₀/R₁₅, емкость обмоток при 2 и 50 Гц, отношение С₂/С₅₀ и tg d. Затем сливают масло и выполняют ремонт изоляторов, кранов, радиаторов, фильтра и контрольно-измерительных приборов, технология которых аналогична описанной для текущего ремонта.

Выемную часть трансформаторов поднимают с помощью ручной или электрической лебедки и козел.

Осмотром и пробной подтяжкой проверяют и улучшают затяжку стяжных болтов, крепление прокладок, прочность болтовых соединений, наличие шплинтов и замочных шайб. По цвету, хрупкости и упругости определяют механическую прочность и износ изоляции, проверяют состояние прокладок между катушками. Визуально определяют отсутствие деформации обмоток; определяют состояние паек на обмотках и выводах легким постукиванием молоточком. Проверяют состояние отводов, исправность их изоляции и крепления к изолирующим планкам.

Горячим маслом, подаваемым с помощью насоса, промывают все узлы выемной части трансформатора, охлаждающие каналы между обмотками и между сталью и обмотками.

Затем трансформатор продувают сжатым воздухом от компрессорной установки.

Осмотром и пробной подтяжкой проверяют плотность сборки стали, отсутствие цветов побежалости, исправность заземления и состояние стыков, состояние и изоляцию стяжных болтов прессующих колец и балок ярма.

По окончании ремонта осматривают выемную часть и охлаждающие каналы, обращая внимание на отсутствие посторонних предметов и инструмента, очищают и промывают бак, расширитель, грязевик и маслоуказательное стекло, после чего выемную часть опускают в бак.

После капитального ремонта составляют необходимую документацию и сдают трансформатор начальнику тяговой подстанции или сетевого района (по принадлежности). Процесс сдачи-приемки оформляют актом.

 

Таблица 2.5.1.

Типовые нормы времени на капитальный ремонт трансформатора напряжения НКФ-220 кВ (заменить)

Состав исполнителей	Кол-во исполнителей	Измеритель работы	Норма времени на измеритель, Нормо-ч
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда – 1 3-го разряда – 1		1 транс-тор	4,04
№	Содержание работы	Учтенный объем работы на измеритель	Оперативное время на учтенный объем работы, Нормо-мин
1.	Отсоединение ошиновки и проводов	1 транс-тор
2.	Снятие трансформатора с конструкции	То же
3.	Транспортировка в мастерскую или к месту установки	- \ -
4.	Установка трансформатора на конструкции	- \ -
5.	Присоединение ошиновки и проводов	- \ -

 

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: кран автомобильный, полиспасты, стропы, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, тележка.

Таблица 2.5.2.

Типовые нормы времени на капитальный ремонт трансформатора напряжения НКФ-220 кВ (испытать)

 

Состав исполнителей	Кол-во исполнителей	Измеритель работы	Норма времени на измеритель, Нормо-ч
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда – 1		1 транс-тор	8,58
№	Содержание работы	Учтенный объем работы на измеритель	Оперативное время на учтенный объем работы, Нормо-мин
1.	Измерение сопротивления изоляции	1 транс-тор
2.	Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток	То же
3.	Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением частоты 50 Гц	- \ -
4.	Измерение тока холостого хода	- \ -
5.	Проверка полярности выводов трансформатора	- \ -
6.	Проверка коэффициента трансформации	- \ -
7.	Измерение сопротивления обмоток постоянному току	- \ -
8.	Оформление протокола	- \ -

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: мегаомметр 1000-2500 В, испытательный трансформатор, испытательный аппарат АИИ-70, мост переменного тока, амперметр, милливольтметр, вольтметр, аккумулятор, мост постоянного тока.

 

2.6. ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ПОСЛЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРА НАПРЯЖЕНИЯ НКФ-220

 

После капитального ремонта трансформатор подвергают следующим испытаниям: измерение сопротивления изоляции, измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток, испытание изоляции обмоток повышенным напряжением частоты 50 Гц, измерение тока холостого хода, проверка полярности выводов трансформатора, проверка коэффициента трансформации, измерение сопротивления обмоток постоянному току.