Е Ч К

Технологічна карта № 2.1.6.

КОМПЛЕКСНА ПЕРЕВІРКА СТАНУ, РЕМОНТ І ВИПРОБУВАННЯ КОМПЛЕКТНОЇ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ (КТП) 6 (10) АБО 27,5 кВ ПОТУЖНІСТЮ ДО 1000 кВА

1. Склад виконавців

Електромонтер 5 розряду ……. 1

Електромонтер 4 розряду ……. 2

2. Умови виконання робіт

Робота виконується:

2.1.  Зі зняттям напруги і заземленням КТП; з підійманням на висоту.

2.2.  По наряду і наказу енергодиспетчера.

3. Механізми, прилади, монтажні приладдя, інструмент, захисні засоби та сигнальні приладдя

Драбина приставна 3 м, шт ……. 1

Термометр із довгим капіляром, с межею вимірювань до 150°С, шт ……. 1

Мегомметр на 2500 В, шт ……. 1

Мегомметр на 1000 В, шт ……. 1

Вольтметр зі шкалою 250 В, шт ……. 1

Шаблон для перевірки трубчатого розрядника, компл ……. 1

Щуп товщиною 0,05 мм, шт ……. 1

Провода ізольовані для підключення перерізом 1,5 – 2,5 мм², м ……. 10

Лінійка, шт ……. 1

Шаблон, компл ……. 1

Напилок, шт ……. 1

Наждакове полотно, лист ……. 1

Викрутки, компл ……. 1

Плоскогубці комбіновані, шт ……. 1

Ключі гайкові, компл ……. 1

Заземлення переносне, компл ……. по кількості, зазначеній в наряді

Закоротка трифазна, компл ……. 1

Рукавички діелектричні, пара ……. 1

Жилет сигнальний або сигнальний костюм, шт ……. 3

Пояс запобіжний, шт ……. 2

Каска захисна, шт ……. 3

Сигнальні приладдя, компл ……. 1

Медична аптечка, компл ……. 1

4. Норма часу на одну КТП:

Однофазну ……. 3,41 люд. год.

Трифазну ……. 4,35 люд. год.

Примітка. На відключення і приєднання ошиновки до норми часу додавати 0,524 люд. год.

5. Підготовчі роботи і допуск до роботи

5.1.  Напередодні робіт передати енергодиспетчеру заявку на виконання робіт із зазначенням часу, місця і характеру робіт.

5.2.  Одержати наряд на виконання робіт і цільовий інструктаж від особи, що видала його.

5.3.  Відповідно до результатів обходів і об’їздів з оглядом підібрати необхідні матеріали і деталі для заміни зношених. Перевірити зовнішнім оглядом їх стан, комплектність, якість виготовлення і захисного покриття, прогнати різьблення на всіх нарізних з′єднаннях і нанести на них змащення.

5.4.  Підібрати монтажні приладдя, захисні засоби, сигнальні приладдя, прилади та інструмент, перевірити їх справність і терміни випробувань. Завантажити їх, а також підібрані матеріали і деталі на транспортний засіб, організувати доставку разом із бригадою до місця роботи.

5.5.  Одержати наказ енергодиспетчера на відключення і виконання робіт на КТП.

5.6.  Після прибуття на місце роботи провести цільовий інструктаж з охорони праці всім членам бригади з розписом кожного в наряді.

5.7.  Відключити рубильники з боку низької напруги, відключити високовольтний роз’єднувач, перевірити відсутність напруги. При наявності блокування, що виключає вхід за огородження КТП, необхідно в першу чергу відключити високовольтний роз’єднувач.

5.8.  Встановити заземлення з боку високої напруги, встановити закоротку з боку низької напруги на кабель до запобіжників.

5.9.  Здійснити допуск до виконання робіт.

6. Схема послідовного технологічного процесу

6.1. Перевірка загального стану КТП

6.1.1.  Підставити приставну драбину до КТП, піднятися по ній і закарабінитись.

6.1.2.  Очистити всі ізолятори обладнання КТП від пилу і бруду чистою ганчіркою, змоченою в бензині, перевірити їх стан.

На високовольтних ізоляторах не допускаються тріщини і відколи на ребрах довжиною більше 60 мм по колу і 5 мм по глибині, а також глибокі подряпини на поверхні глазурі довжиною більше 25 мм.

При наявності припустимих дефектів на поверхні фарфору очистити їх тампоном, змоченим в ацетоні (спирті або бензині) і покрити ізоляційним лаком або клеєм БФ-4.

6.1.3.  Перевірити стан ошиновки, виявити місця нагрівання в її контактах. При необхідності, контакти перебрати, зачистивши контактні поверхні напилком або наждаковим полотном, і нанести на них тонкий шар змащення ЦИАТИМ-101.

6.1.4.  Перевірити стан антикорозійного покриття кожуха трансформатора, металевих елементів високовольтного обладнання, низьковольтної шафи і всієї конструкції КТП. Визначити необхідність поновлення фарбування.

6.1.5.  Перевірити стан фундаменту і надійність кріплення на ньому КТП, а також стан огородження. Ослаблені кріплення підтягти, пошкодження усунути.

6.1.6.  Перевірити зовнішнім оглядом правильність схеми заземлення КТП, цілісність і справність всіх її елементів, а також надійність їх з’єднань.

Технологічні вимоги і норми при огляді заземлень КТП приведені в Технологічній карті № 1.2.8 цього збірника.

6.1.7.  Очистити площадку навколо КТП від сміття.

6.2. Перевірка трансформатора

6.2.1. Очистити кожух трансформатора від пилу і бруду, перевірити надійність зварних швів, відсутність місцевої корозії, здуття, перевірити всі місця ущільнень і переконатися у відсутності підтікання масла. При виявленні підтікання обережно підтягти відповідні болти. Підтяжку їх робити поступово і послідовно одного за іншим не більше ніж на 1/16 обороту за один прийом.

6.2.2. Протерти масловказівне скло, відкрити кран з′єднання з розширювальним баком, спустити брудне масло масловказівного скла, спустити частину масла з розширювального баку, потім залити його назад.

Перевірити цілісність скляної трубки і протерти скло. Відновити контрольні риски рівня масла на розширювальному баці. Підтягти кріплення, закріпити зливний кран і пробки.

Перевірити рівень масла по масловказівнику і відповідність його температурі, долити, при необхідності, масло.

6.2.3. Перевірити стан маслоочищуючих пристроїв (термосифонних фільтрів, вологопоглинаючих патронів) і колір контрольного селикагеля, визначити необхідність його заміни.

6.2.4. Відібрати (при необхідності) пробу масла з трансформатора потужністю більше 630 кВА на випробування.

Порядок відбору проби та випробувань масла викладений у п.6.2.6. Технологічної карти № 2.1.5 цього збірника.

Напруга пробою масла повинна бути не менше 25 кВ для трансформаторів 6 – 10 кВ і не менше 30 кВ – для трансформаторів напругою 27,5 кВ.

6.2.5.  Перевірити правильність приєднання і стан контактних поверхонь пробивного запобіжника (іскрового проміжку). Один з його електродів повинен бути приєднаний до корпуса трансформатора (заземлювача), інший – до проводу вторинної обмотки. Схеми підключення приведені на рис. 1.2.2– 1.2.5 Технологічні карти № 1.2.8 і рис. 2.3.1 Технологічної карти № 2.3.4 цього збірника. При необхідності, зачистити контактні поверхні і замінити слюдяну прокладку.

6.3. Перевірка вентильного розрядника

6.3.1. Перевірити стан фарфорового чохла, цементних швів і покриваючої їх масляної фарби; надійність пайки отвору для перевірки герметичності. Не допускається розгерметизація розрядника, тріщини фарфорового чохла, цементних швів та інші пошкодження.

Випробування вентильних розрядників виконуються в ремонтно-ревізійній дільниці ЕЧ після їх заміни.

6.4. Перевірка трубчатого розрядника

6.4.1. Перевірити правильність розташування трубчатого розрядника. Він повинен бути розташований під кутом 15 – 20° до горизонталі, а в місцях з підвищеним забрудненням – до 45°; зона вихлопних газів при спрацьовуванні розрядника не повинен опускатися нижче 3 м від рівня землі. Не допускається розміщення в зоні вихлопних газів елементів ошиновки, ізоляторів і заземлених конструкцій КТП (рис. 2.1.3).

Рис. 2.1.3. Розміри зони вихлопу трубчатого розрядника

6.4.2.  Зачистити напливи на електродах зовнішнього іскрового проміжку напилком і наждаковим полотном.

Підгари (знос) електродів зі зниженням перерізу більше 10% не допускаються.

6.4.3.  Перевірити лінійкою розмір зазору зовнішнього іскрового проміжку. Розміри зазору повинні відповідати значенням, приведеним у табл. 2.1.2. При необхідності зробити регулювання, змінюючи довжину і положення електродів.

6.4.4. Очистити та оглянути зовнішню поверхню трубки. Не допускаються на зовнішній поверхні дефекти, розміри яких перевищують 1/3 відстані між наконечниками, а саме: опіки електричною дугою, тріщини, розшарування, подряпини глибиною більше 0,5 мм. Наявність слідів оплавлення на наконечнику трубки або на електродах свідчить про незадовільну роботу розрядника.

Таблиця   2.1.2

6.4.5. Очистити від бруду та оглянути дугогасний канал внутрішнього іскрового проміжку (тріщини або короблення не допускаються). Замірити шаблоном його довжину і внутрішній діаметр трубки на відстані 10 – 15 см від кільцевого електрода. Збільшення внутрішнього діаметра в порівнянні з первинним більше 3 мм (20 – 25 %) неприпустимо. Довжина дугогасного каналу внутрішнього іскрового проміжку повинна відповідати значенням, приведеним у табл. 2.1.2, з допуском ± 5 мм для розрядників 27,5 кВ і ± 3 мм – для розрядників 6 – 10 кВ.

Встановити покажчик спрацьовування в робоче положення.

6.5. Перевірка високовольтного запобіжника

6.5.1.  Перевірити механічну міцність запобіжника (ізоляторів, губок і їх кріплень). Ослаблені кріплення підтягти.

6.5.2.  Вилучити з губок трубку запобіжника і перевірити її стан. Ковпачки повинні бути щільно закріплені на трубці і забезпечувати її герметичність.

Переконатися в цілісності плавкої вставки, перевірити якість засипання піском.

6.5.3.  Зачистити контактні поверхні губок і ковпачків трубки запобіжника. Перевірити якість притискання в контактних поверхнях губок і ковпачків трубки за допомогою щупа товщиною 0,05 мм і шириною 10 мм. При забезпеченні достатнього притискання (контактні поверхні плоскопаралельні) щуп не повинен просунутися всередину контактів більше ніж на 2/3 свого діаметра.

Нанести на поверхню губок і трубки запобіжника тонкий шар змащення ЦИАТИМ-101. Несправні запобіжники підлягають заміні.

6.6. Перевірка низьковольтної шафи

6.6.1. Очистити контактні поверхні ножів і губок від бруду, окислів і часток оплавленого металу. Підтягти всі кріпильні деталі рубильника і перемикача. Особливу увагу звернути на шарнірні з’єднання, по яких протікає електричний струм. Перевірити стан пружин в губках. Ослаблені пружини замінити. Перевірити стан низьковольтних запобіжників або автоматів, відповідність їх номінальному струму уставок.

6.7. Електричні вимірювання

6.7.1. Від′єднати по черзі ошиновку з низкої і високої сторін трансформатора і вентильного розрядника, закріпивши її на відстані від виводів достатній для електричних вимірювань.

6.7.2. Замірити опір ізоляції обмоток трансформатора: первинної – мегомметром на 2500 В и вторинної – мегомметром на 1000 В.

В однофазних трансформаторів ОМ 6 – 10 кВ опір R₆₀ повинен бути не менше 100 МОм для первинних обмоток і не менше 1 МОм – для вторинних обмоток. Для інших трансформаторів опір не нормується, але порівнюється з результатами попередніх вимірювань.

Порядок вимірювання опору ізоляції обмоток і оцінка результатів вимірювань викладені в п.п. 6.3.1 – 6.3.4 Технологічні карти № 2.1.5 цього збірника.

6.7.3.  Замірити опір ізоляції вентильного розрядника мегомметром на напругу 2500 В, для чого: приєднати затискачі мегомметра “лінія” до виводу розрядника, а затискач “земля” – до його основи; рукоятку мегомметра рівномірно обертати зі швидкістю 120 об./хв. і через 60 с. після початку обертання відрахувати по шкалі приладу величину опору.

Заміряна величина не повинна відрізнятися більше ніж на 30 % від результатів вимірювань на підприємстві-виготовлювачі або попередніх вимірювань при експлуатації.

Опір ізоляції вентильного розрядника 6 – 10 кВ повинен бути не менше 1000 МОм.

6.7.4.  Замірити опір ізоляції первинних кіл КТП мегомметром на 2500 В. Він повинен бути для КТП 6 – 10 кВ не менше 300 МОм і для КТП 27,5 кВ – не менше 1000 МОм.

6.7.5.  Замірити опір ізоляції вторинних кіл КТП мегомметром на 1000 В. Він повинен бути для всіх КТП не менше 1 МОм.

Порядок вимірювань мегомметром викладений у п. 6.3.2 Технологічні карти № 2.1.5 цього збірника.

6.7.6.  Приєднати ошиновку обмоток трансформатора і розрядника.  Перевірити правильність всіх приєднань обладнанян КТП.

6.7.7.  Виконавцям спуститися по драбині вниз і забрати її.

7. Закінчення робіт

7.1. Вставити низьковольтні запобіжники (або зняти закоротку з боку низької напруги), зняти переносні заземлення з боку високої напруги.

7.2.  Ввести КТП у роботу, ввімкнувши високовольтний роз’єднувач і рубильники з боку низької напруги. Перевірити вольтметром наявність напруги на фідерах низьковольтної шафи і замірити його величину.

7.3.  Дати повідомлення енергодиспетчеру про закінчення робіт.

7.4.  Зібрати прилади, монтажні приладдя, інструмент, захисні засоби і завантажити їх на транспортний засіб.

7.5.  Повернутися на виробничу базу.