Технические условия для ремонта трансформаторов

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

Трансформаторы силовые масляные общего назначения

Общие технические условия на капитальный ремонт

Нормы и требования

Дата введения 2010-01-11

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандартов организации — ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»

Настоящий стандарт устанавливает технические требования к ремонту трансформаторов силовых масляных и требования к качеству отремонтированных трансформаторов силовых масляных.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики «Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования», установленными в разделе 7 СТО «Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования».

Применение настоящего стандарта совместно с другими стандартами ОАО РАО «ЕЭС России» и НП «ИНВЭЛ» позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

— является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту трансформаторов силовых масляных общего назначения для тепловых электростанций, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

— устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и трансформаторам силовым масляным общего назначения в целом в процессе ремонта и после ремонта;

— устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных трансформаторов силовых масляных общего назначения с их нормативными и доремонтными значениями;

— распространяется на капитальный ремонт трансформаторов силовых масляных общего назначения;

— предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации и основные параметры методов окрашивания

ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.024-87 Система стандартов безопасности труда. Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля

ГОСТ 27.002-89* Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 27.002-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 645-89 Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от 110 до 500 кВ. Технические условия

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСТ 901-78 Лаки бакелитовые. Технические условия

ГОСТ 1033-79 Смазка солидол жировой. Технические условия

ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжения 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции

ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность

ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность

ГОСТ 3553-87 Бумага телефонная. Технические условия

ГОСТ 3826-82 Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками. Технические условия

ГОСТ 3956-76 Силикагель технический. Технические условия

ГОСТ 4194-88 Картон электроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением. Технические условия

ГОСТ 4514-78 Ленты для электропромышленности. Технические условия

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 8008-75 Трансформаторы силовые. Методы испытаний устройств переключения ответвлений обмоток

ГОСТ 8726-88 Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые. Технические условия

ГОСТ 8984-75 Силикагель-индикатор. Технические условия

ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

ГОСТ 12769-85 Бумага электроизоляционная крепированная. Технические условия

ГОСТ 12855-77 Пластина резиновая для трансформаторов. Технические условия

ГОСТ 12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия

ГОСТ 13873-81 Изоляторы керамические. Требования к качеству поверхности

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 17512-82 Электрооборудование и электроустановки на напряжение 3 кВ и выше. Методы измерения при испытаниях высоким напряжением

ГОСТ 17544-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условия

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 19249-73 Соединения паяные. Основные типы и параметры

ГОСТ 19738-74 Припои серебряные. Марки

ГОСТ 20690-75 Электрооборудование переменного тока на напряжение 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 24126-80 Устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия

ГОСТ 24874-91 Бумага электроизоляционная трансформаторная. Технические условия

* Вероятно ошибка оригинала. СТО утвержденный Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.2007 имеет название «Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения». Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.012-2008 с наименованием «Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования», утвержденный приказом НП «ИНВЭЛ» от 01.07.2008 N 12/9. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 17330282.27.100.006-2008* Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования

* Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.006-2008, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1.1 требование: Норма, правила, совокупность условий, установленных в документе (нормативной и технической документации, чертеже, стандарте), которым должны соответствовать изделие или процесс.

3.1.2 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность . ).

3.1.3 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований.

3.1.4 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

Источник

Общие технические условия на капитальный ремонт

Срок действия установлен с 01.07.92 г. до 01.07.97 г.

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящие Общие технические условия (ОТУ) распространяются на капитальный ремонт (в дальнейшем – ремонт) трансформаторов1 силовых масляных общего назначения. Допускается применение настоящих ОТУ при реконструкции и модернизации трансформаторов.

1.2. Настоящие ОТУ обязательны для предприятий (организаций) Министерства топлива и энергетики Российской Федерации, производящих ремонт, принимающих из ремонта и эксплуатирующих отремонтированные трансформаторы, а также для организаций, разрабатывающих ремонтную документацию.

1.3. Перечень документов, на которые даны ссылки в тексте настоящих ОТУ, приведен в приложении.

2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1. Материалы, применяемые при ремонте трансформаторов, по своим свойствам должны соответствовать указанным в конструкторской документации и удовлетворять требованиям действующих стандартов или технических условий.

Качество материалов должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков или протоколами испытаний образцов.

2.2. При дефектации составных частей трансформатора необходимо использовать виды контроля и испытаний по ГОСТ 16504-81:

технический осмотр;
измерительный контроль;
гидравлические испытания;
электрические испытания.

Под термином «трансформаторы» подразумеваются также автотрансформаторы и реакторы.

2.3. Перед дефектацией составные части трансформатора (бак, расширитель, предохранительная труба, радиаторы или охладители, фильтры, а также активная часть) должны быть очищены от загрязнений и коррозии. Активная часть должна быть промыта сухим трансформаторным маслом, соответствующим классу напряжения ремонтируемого трансформатора.

2.4. По результатам технического осмотра и испытаний составные части трансформатора подразделяются на три группы:

годные к эксплуатации без ремонта;
требующие ремонта;
подлежащие замене.

2.5. Замене подлежат составные части, ремонт которых не гарантирует восстановления их технических характеристик или экономически нецелесообразен.

2.6. Конструкция восстанавливаемых составных частей трансформатора должна соответствовать чертежам завода-изготовителя. Допускается применение чертежей ремонтного предприятия, выполненных на основании измерений составных частей, требующих замены или восстановления.

2.7. Повторному использованию не подлежат маслоуплотнительные прокладки, сальниковая набивка, шнуры.

2.8. При разборке трансформатора следует проверить наличие маркировки деталей и составных частей; при отсутствии маркировки – нанести ее в соответствии с чертежами.

2.9. Применяемые при ремонте трансформаторов комплектующие изделия должны удовлетворять требованиям действующих стандартов или технических условий на эти изделия.

2.10. Изделия для уплотнения разъемов должны быть выполнены из резины по ГОСТ 12855-77 или ТУ 38-105-1082-76.

2.11. Трансформаторное масло для заполнения трансформаторов должно удовлетворять классу напряжения данного трансформатора, требованиям ГОСТ 982-80, ГОСТ 10121-76 и «Нормам испытания электрооборудования» (М.; Атомиздат» 1978). Допускается применять смеси трансформаторных масел в соответствии с РД 16.363-87 и действующими нормативнотехническими документами.

По показателям качества регенерированное трансформаторное масло должно удовлетворять требованиям «Норм испытания электрооборудования» для свежего сухого масла перед заливкой в оборудование.

2.12. Изоляционные материалы, запасные части, сборочные единицы и детали следует хранить в соответствии с требованиями нормативнотехнических документов на поставку.

2.13. Трансформаторы мощностью 160 кВ*А и более, в которых масло в расширителе соприкасается с окружающим воздухом, должны иметь термосифонный фильтр и другие защитные средства, разработанные промышленностью на срок вступления в действие ОТУ. Конструкция вновь устанавливаемых термосифонных фильтров должна быть выполнена согласно ГОСТ 16.0.800.344-76.

2.14. Вводы трансформатора и устройство переключения ответвлений обмоток должны иметь четкие обозначения фаз и положений переключателя, выполненные способом, обеспечивающим их долговечность и стойкость к атмосферным воздействиям.

2.15. Ремонт и испытания должны проводиться в соответствии с требованиями технологической документации ремонтного предприятия.

2.16. Сдача в ремонт и выдача трансформаторов из ремонта должны проводиться в соответствии с РДПр 34-38-030-84, а трансформаторов, ремонтируемых на заводах и производственных базах ремонтных предприятий, в соответствии с ГОСТ 34-38-567-87.

2.17. Крепежные изделия должны соответствовать стандартам и чертежам завода-изготовителя.

2.18. Состояние резьбы необходимо проверять визуально и навинчиванием гаек от руки.

2.19. Крепежные изделия с поврежденными резьбовыми поверхностями должны быть заменены при наличии:

выкрашивания или срывов резьбы на длине более одного шага;
трещин;
выбоин;
задиров;
повреждений граней на гайках и головках болтов более 5% номинального размера.

2.20. Крепежные изделия с резьбовыми поверхностями подлежат ремонту при повреждениях резьбы более 10% длины витка. Дефект следует устранять прогонкой резьбонарезным инструментом.

2.21. Повреждения гладкой части болтов (шпилек) должны быть устранены механической обработкой. Допускается уменьшение диаметра не более 3% номинального.

2.22. Шплинты к повторному применению не подлежат.

2.23. Шпонки должны быть заменены при наличии вмятин, сколов и задиров. При нарушении стенок шпоночного паза допускается увеличение его ширины не более чем на 15% с установкой новой шпонки.

2.24. Допускается повторно использовать пружинные шайбы, при этом концы шайбы должны быть разведены на размер не менее ее полуторной толщины.

2.25. Штифты подлежат замене при износе и ослаблении посадки.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1. Требования безопасности, в том числе пожарной безопасности, должны соответствовать ГОСТ 11677-85.

4. ТРЕБования К СОСТАВНЫм частям

4.1. Требования к обмоткам

4.1.1. Обмотки должны соответствовать требованиям настоящих ОЗУ и рабочих чертежей.

4.1.2. К изоляционным деталям обмоток предъявляется следующие требования:

4.1.2.1. Изоляционные детали обмоток не должны иметь расслоений, наплывов лака, заусенцев и загрязнений.

4.1.2.2. Электротехнические бумажно-бакелитовые цилиндры должны соответствовать требованиям ГОСТ 8726-88.

4.1.2.3. Кабельная бумага должна соответствовать ГОСТ 24874-86, телефонная – ГОСТ 3553-87, крепированная – ГОСТ 12769-85, лакоткань – ГОСТ 2214-78Е, киперная и тафтяная ленты – ГОСТ 4514-78.

4.1.3. При намотке обмоток необходимо производить визуальный контроль изоляции проводов. Поврежденную изоляцию проводов следует срезать на конус длиной, равной десятикратной толщине изоляции.

Восстанавливать изоляцию необходимо телефонной или кабельной бумагой и бандажировать крепированной бумагой или подклеивать концы бумаги клеем КМЦ 75-400 (ОСТ 6-05-386-80).

4.1.4. В процессе намотки, отделки и ремонта, а также перед насадкой обмотки необходимо проводить контроль ее геометрических размеров и визуальный контроль качества.

Предельные отклонения внутреннего и наружного диаметров обмоток приведены в таблице.

Диаметр обмотки, мм

Предельное отклонение диаметра обмотки, мм

по внутренней стороне реек

по рейкам или прокладкам

От 200 до 1000 вкл.

Св.1000 до 1600 вкл.

Св.1600 до 3000 вкл.

Овальность обмоток – в пределах допусков, указанных в таблице.

4.1.5. Рейки обмоток должны выступать за прокладки не менее чем на 1,5 мм.

4.1.6. Толщина реек может быть уменьшена на 1-2 мм по сравнению с указанной на чертеже, если внутренние и наружные диаметры обмоток не укладываются в предельные отклонения. При этом должны быть выдержаны требования п. 4.2.5.

4.1.7. Расхождение расстояний между любой парой реек не должно быть более ±5 мм.

4.1.8. Отклонение оси прокладок от вертикали не должно быть более ±5 мм.

4.1.9. Катушки обмотки должны иметь плотную намотку. Намотку считать плотной, если между проводами катушек под вторым витком в четырех-пяти местах по окружности не входит полоса картона толщиной 0,5 мм и шириной 60 мм.

4.1.10. Соединения в обмотках проводов между собой, проводов с проводом емкостного кольца, проводов с регулировочными отводами должны соответствовать требованиям ГОСТ 19249-73, ОСТ 16.0.686.427-76.

4.1.11. Пайку медных проводов следует производить серебряным припоем (ГОСТ 19738-74).

4.1.12. При выполнении пайки обмотки должны быть защищены от попадания в них металлических опилок и брызг.

4.1.13. Поврежденную в процессе пайки изоляцию необходимо срезать на конце длиной равной десятикратной толщине изоляции. Место соединения проводов следует изолировать телефонной бумагой до толщины, равной толщине изоляции проводов, и бандажировать одним слоем крепированной бумаги с перекрытием 0,5 ширины ленты.

4.1.14. При изолировании мест соединения проводов с изоляцией толщиной 0,55; 0,72; 0,96 мм поверх изоляции (из телефонной бумаги) следует установить коробочки из электроизоляционного картона (ГОСТ 4194-68) толщиной 0,5 мм длиной 80-100 мм. Коробочки устанавливаются с двух сторон и бандажируются одним слоем крепированной бумаги с перекрытием 0,5 ширины ленты.

4.1.15. Замыкания между параллельными проводами витками и обрывы проводов в обмотках не допускаются.

При проведения измерений обмотки должны быть запрессованы усилием, указанным в чертеже.

4.1.16. Перед насадкой обмотки должны пройти сушку в соответствии с требованиями технологических инструкций ремонтных предприятий.

4.2. Требования к остову

4.2.1. Пластины магнитной системы не должны иметь выбоин, надрывов, мест подгаров лакового покрытия и активной стали.

4.2.2. При нанесении дополнительного покрытия на пластины допускается подгар или пропуски лаковой пленки, если количество таких пластин не превышает 5% одного типоразмера; допустимый подгар или пропуски лаковой пленки – менее 3% площади поверхности пластины.

4.2.3. Удельное электрическое сопротивление дополнительного покрытия одной пластины должно быть не менее 1,2*10-2 Ом*м2.

4.2.4. При сборке магнитной системы на соседних пластинах зачищенные от подгаров лакового покрытия и заизолированные места не должны совпадать.

4.2.5. При закладке пакета разность установочных размеров по диагонали не должна быть более 2 мм для размера до 2000 мм и 3 мм – для размера более 2000 мм.

4.2.6. Магнитопровод должен удовлетворять следующим требованиям:

4.2.6.1. Зазоры в местах стыков и «гребешки» пластин должны быть не более 1,5 мм.

4.2.6.2. Нахлест пластин не допускается.

4.2.6.3. На собранном остове разрешается наличие зазоров и «гребешков» до 2 мм, если их количество не превышает 10% общего количества стыков, и до 2,5 мм, если их количество не превышает 5% общего количества стыков.

4.2..7. Смещение верхних полок нижних ярмовых балок одна относительно другой не должно превышать 3 мм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ*А, 5 мм – мощностью до 10000 кВ*А включительно и 8 мм – мощностью более 10000 кВ*А.

4.2.8. Затяжку ярма необходимо производить равномерно. При этом давление в центральном пакете должно быть не менее 2*10 5 Па и не более 4*10 5 Па (2-4 кгс/см2).

4.2.9. Отклонение оси стержня от вертикали не должно быть более 1,5 мм на один метр высоты.

Примечание. Для остовов I, 2, 3 габаритов отклонение оси стержня от вертикали не нормируется.

4.2.10. Магнитопровод трансформатора и металлические конструктивные элементы должны иметь надежное металлическое соединение с баком (заземление).

4.2.11. Изоляция стяжных шпилек (бандажей, полубандажей) до и после опрессовки должна удовлетворять требованиям РД 16.363-87 и «Норм испытания электрооборудования».

4.3. Требования к активной части

4.3.1. Изоляционные детали должны быть выполнены в соответствии с рабочими чертежами.

4.3.2. К сборке не должна допускаться загрязненная изоляция и изоляция с повреждениями. Контроль – визуальный.

4.3.3. Для предотвращения смещения верхних полок нижних ярмовых балок одна относительно другой необходимо заполнить зазоры изоляцией путем подгонки ее по месту.

4.3.4. Оси смежных прокладок уравнительной и ярмовой изоляции, установленных между плоскостями обмотки и ярмовыми балками, не должны иметь смещение одна относительно другой более чем на 6 мм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ*А и 10 мм – для трансформаторов мощностью свыше 6300 кВ*А.

4.3.5. При намотке цилиндров из электроизоляционного картона стыки листов в слоях по окружности необходимо смещать не менее чем на два поля обмотки, при этом перекрытие листов должно быть: при толщине электрокартона 3 мм – (150 ± 25) мм, при толщине 2 мм – (100 ± 15) мм.

4.3.6. После намотки, перед насадкой обмоток, необходимо проверить диаметр цилиндра на соответствие чертежу, измерение следует производить в двух местах по высоте цилиндра: 0,25 Н; 0,75 Н по двум взаимно перпендикулярным осям.

Насадка, обмоток должна быть плотной.

4.3.7. В насаженной обмотке допускается смещение вертикальной оси дистанционных прокладок относительно прокладок концевой изоляции обмоток в пределах 10 мм.

При этом дистанционные прокладки обмоток не должны выходить за пределы прокладок концевой изоляции.

4.3.8. Предельное отклонение размера между осями промежуточных реек в изоляционных цилиндрах стержня по отношению к рейкам обмоток не должно быть более ±10 мм.

4.3.9. Направляющие полосы, используемые для установки угловых шайб, разрешается не удалять при условии, что:

ширина полосы не превышает высоты угловой шайбы и когда полоса оседает на кольцо из электрокартона;
полоса не имеет механических повреждений (складок, вмятин, надрывов).

4.3.10. Зазор между цилиндрами и прессующими кольцами должен быть не менее 8 мм для трансформаторов класса напряжения до 35 кВ, 17 мм для трансформаторов от 110 до 150 кВ, 20 мм для трансформаторов от 220 до 750 кВ.

4.3.11. Крепление отводов должно удовлетворять следующим требованиям:

4.3.11.1. Деревянные, гетинаксовые планки, бумажнобакелитовые трубки не должны иметь трещин, искривлений и надколов; поврежденные детали необходимо заменить новыми, предварительно просушенными при температуре 100-105 °С в течение 48 ч и пропитанными сухим трансформаторным маслом при температуре масла 50 °С.

4.3.11.2. Изолированные отводы не должны иметь нарушений целостности изоляции, оплетки или бандажа.

4.3.11.З. Изгиб изолированного гибкого провода должен быть выполнен радиусом, равным не менее пяти диаметров провода с изоляцией.

4.3.11.4. Гибкие соединения не должны иметь повреждений отдельных лент, складок, выбоин, изломов. Поврежденные соединения необходимо заменить новыми, изготовленными из луженой медной ленты тех же размеров.

4.3.11.5. Резьбовые соединения элементов крепления должны стопориться от самоотвинчивания (стальные крепежные изделия – креплением в трех точках).

Затяжка должна быть плотной, зажатие отводов в креплениях должно исключать их повреждение.

4.3.12. Отводы обмоток в местах прохода через закрепляющие планки должны быть заизолированы дополнительной изоляцией из электрокартона толщиной 0,5 мм и плотно без перекосов зажаты креплениями.

4.3.13. Болтовые соединения отводов, выводов переключателей и несущей конструкции отводов должны быть тщательно затянуты и застопорены.

4.3.14. Схема заземления должна соответствовать чертежу. Шинки заземления не должны иметь подгаров и надрывов. Поврежденные шинки заменить новыми, изготовленными из луженой медной ленты тех же размеров. Их длина должна обеспечивать установку без натяга.

4.3.15. Не допускаются прожоги, подгары изоляции при пайке. Изоляция на отводах должна быть наложена плотно, все пустоты должны быть заполнены лакотканью (ГОСТ 2214-78Е) иди крепированной бумагой (ГОСТ 12769-85).

4.3.16. Обмотки, отводы, бумажно-бакелитовые цилиндры не должны иметь механических повреждений.

4.3.17. Обмотки должны быть спрессованы усилием, указанным в заводской документации на данный трансформатор. Осевую прессовку обмоток необходимо производить равномерно по всей окружности; после прессовки затянуть контргайки прессующих винтов и домкратов.

Обмотки должны спрессовываться гидродомкратами. Подпрессовку обмоток трансформаторов мощностью до 80 МВ*А допускается производить моментными ключами.

4.3.18. Отводы в вырезах междуфазных перегородок не должны касаться кромок этих вырезов. «Гребенки», переходы и петли экранирующих витков не должны касаться стенок перегородок.

Минимально допустимый зазор – 20 мм.

4.3.19. Гибку медных вин, прутков, выполнение паяных соединений и изолирование производить в соответствии с требованиями ОСТ 16.0.686.425-76.

4.3.20. Сушку активных частей трансформаторов производить в соответствии с требованиями РД 16.363-87.

4.3.21. Условия пребывания активной части на воздухе должны соответствовать требованиям «Норм испытания электрооборудования».

4.3.22. Вакуумирование и заливку трансформаторов маслом производить в соответствии с РД 16.363-87.

4.4. Требования к устройствам переключения ответвлений обмоток

4.4.1. Изоляционные детали (гетинаксовые плиты, бумажнобакелитовые трубки и др.) должны быть без сколов и трещин.

4.4.2. Поверхности контактов должны быть чистыми, без следов подгара и плотно прилегать друг к другу по всей поверхности.

4.4.3. Сальниковые уплотнения устройств не должны пропускать масло.

4.4.4. Усилие на рукоятке привода при ручном управлении не должно превышать усилий, указанных в паспорте на данное переключающее устройство.

4.4.5. В устройствах РПН на нониусных муфтах вертикального и горизонтального валов должны быть нанесены риски.

4.4.6. В устройствах РПН смещение подвижных и неподвижных дугогасительных контактов один относительно другого в вертикальном и горизонтальном направлениях не должно быть более 1 мм.

Неподвижные дугогасительные контакты должны плотно прилегать к опорной поверхности контактодержателя по всей плоскости.

Спаренные дугогасительные контакта должны касаться неподвижных контактов одновременно.

4.4.7. Давление контактов в устройствах РПН типов РНТ и РНО должно быть:

дугогасительных в замкнутом состоянии 5*10 5 -6*10 5 Па (5-6 кгс/см 2 ), при этом разница в давлении между спаренными контактами одной фазы не должна превышать 3*10 4 Па (0,3 кгс/см 2 );
контактов избирателей и предызбирателей 5*10 5 -6*10 5 Па (5-6 кгс/ см 2 ), а основных контактов контактора – 8*10 5 -10*10 5 Па (8-10 кгс/см 2 ).

4.4.8. Давление контактов в устройствах РПН типа РНОА должно быть:

главных – 20*10 5 -24*10 5 Па (20-24 кгс/см 2 ).
вспомогательных – 18*10 5 -22*10 5 Па (18-22 кгс/см 2 );
дугогасительных 14*10 5 -15*10 5 Па (14-16 кгс/см 2 ).
4.4.9. Давление контактов в устройствах РПН типа РС должно быть:
главных – 20* 10 5 -23*10 5 Па (20-23 кгс/см 2 );
вспомогательных – 14* 1 0 5 -15*10 5 Па (14-15 кгс/ см 2 ).

4.4.10. Круговые диаграммы переключающего устройства должны соответствовать требованиям завода-изготовителя.

4.4.11. Течь масла из бака трансформатора в бак контактора не допускается.

4.4.12. Пробивное напряжение масла должно быть в контакторе класса 35 кВ – не ниже 30 кВ. класса 110 кВ – не ниже 35 кВ, класса 220 кВ и в контакторе ЗРНО-110/1000 – не ниже 40 кВ.

Влагосодержание не более 0,0025%.

4.5. Требования к баку и арматуре

4.5.1. Сварные швы должны обеспечивать маслоплотность. Обнаруженные места утечек необходимо очистить, обезжирить, заварить, удалять шлак. Сварные швы зачистить металлическими щетками. Проверить качество шва на маслоплотность, для чего с наружной поверхности бака покрыть сварочный шов мелом, а с противоположной – смочить керосином.

Отсутствие пятен на забеленной поверхности указывает на хорошее качество шва.

4.5.2. Бак трансформатора не должен иметь механических повреждений (изгибов, вмятин и пр.).

4.5.3. Бак трансформатора должен быть испытан на плотность согласно требованиям ГОСТ 3484.5-88 и «Нормам испытания электрооборудования».

4.5.4. Бак трансформатора должен быть испытан на механическую прочность при повышенном внутреннем давлении и при вакууме в соответствии с ГОСТ 3484.4-88.

4.5.5. На задвижках и кранах должны быть заменены маслостойкие резиновые и сальниковые уплотнения и проведены гидравлические испытания давлением 3*10 Па (3 кгс/см2) в течение 15-20 мин.

4.5.6. Оси кареток должны быть смазаны солидолом (ГОСТ 1033-79).

4.6. Требования к фильтрам

4.6.1. Сетки фильтров не должны иметь оборванных проволок и коррозии; при наличии коррозии и обрыва хотя бы одной проволоки сетки должны быть заменены новыми по ГОСТ 3826-82.

4.6.2. Адсорбный фильтр заполняется силикагелем КСКГ по ГОСТ 3956-76 (кусковой или гранулированный) с размером зерен в пределах 2,7-7,0 мм, влагосодержанием не более 0,5%.

4.6.3. Перезарядку адсорбного фильтра необходимо производить при возрастании кислотного числа масла до 0,1-0,15 мг КСН.

4.6.4. Термосифонный фильтр и воздухоосушитель должны быть заполнены селикагелем КСКГ по ГОСТ 3956-76.

Для зарядки патрона воздухоосушителя применять силикагель-индикатор (ГОСТ 8984-75). Размер зерен 1,5-3,5 мм, влагосодержанием не более 0,5%. При изменении окраски индикаторного силикагеля с голубого на розовый воздухоосушитель необходимо перезарядить.

4.7. Требования к системам охлаждения

4.7.1. Системы охлаждения М и Д.

4.7.1.1. Каждый радиатор должен быть испытан на маслоплотность давлением трансформаторного масла 2*10 5 Па (2 кгс/ см2) при температуре 50-70 °С в течение 30 мин.

Обнаруженные течи заварить, а радиаторы должны быть испытаны вновь. Течи масла из радиаторов не должно быть.

4.7.1.2. Внутренняя поверхность радиаторов должна быть промыта сухим трансформаторным маслом. Температура масла 50-70 °С. Условием окончания промывки служит отсутствие механических примесей на фильтровальной бумаге фильтрпресса. Пробивное напряжение пробы масла, взятой в конце промывки, должно быть не ниже пробы масла, взятой в начале промывки.

Масло для промывки должно удовлетворять требованиям, предъявляемым маслу для заливки в трансформатор.

4.7.1.3. Дисбаланс крыльчаток вентиляторов не должен быть более 0,06 мм.

4.7.1.4. Сопротивление изоляции всех электрических цепей, включая статорные обмотки электродвигателей, относительно земли должно быть не ниже 0,5 МОм.

Измерение производить мегаомметром на 500-1000 В.

4.7.2. Система охдажйения ДЦ.

4.7.2.1. Составные части системы должны быть очищены от ржавчины и грязи.

4.7.2.2. Электронасосы должны быть отремонтированы в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации электронасосов.

Каждый электронасос должен быть проверен в работе путем перекачивания чистого трансформаторного масла в отдельный бак.

4.7.2.3. Каждое охлаждающее устройство должно быть испытано на герметичность избыточным давлением трансформаторного масла 2*10 5 Па (2 кгс/см2) в течение 1 ч при температуре масла 50-60 °С.

4.7.2.4. После испытания на герметичность охлаждающие устройства должны быть промыты сухим горячим трансформаторным маслом с очисткой его через фильтры ФОСН-30, ФОСН-60 или ФГН; циркуляцию масла осуществлять насосами типа 5Т или 4Т. Промывку охлаждающих устройств закончить, если проба масла будет указывать на отсутствие в масле механических примесей в соответствии с ГОСТ 6370-83 и пробивное напряжение его будет не ниже 45 кВ.

4.7.2.5. Ремонт электродвигателей вентиляторов должен быть произведен согласно инструкции завода-изготовителя.

4.7.3. Система охлаждения Ц

4.7.3.1. Запорные устройства должны быть промыты чистым трансформаторным маслом и испытаны давлением масла не более 6·10 Па (6 кгс/ см2) в течение 15 мин, маслоохладители испытать в соответствии с требованиями технического описания и инструкции по эксплуатации.

4.7.3.2. Внутренние поверхности всех труб маслопровода должны быть очищены стальными ершами и промыты чистым трансформаторным маслом.

4.7.3.3. Полностью собранную систему испытать давлением не более 6*10 5 Па (6 кгс/см2) в течение 15 мин., масляную сторону – трансформаторным маслом при температуре 50-60°С, водяную – водой при температуре 20-30°С.

4.7.3.4. После испытания собранной системы давлением и до присоединения ее к трансформатору необходимо промыть масляную сторону системы трансформаторным маслом с очисткой его фильтрпрессом. Промывку системы производить сухим трансформаторным маслом с пробивным напряжением не менее 45 кВ. Продолжительность промывки 24-72 ч. Промывку следует закончить, когда характеристики масла будут удовлетворять требованиям, предъявляемым маслу для заливки в трансформатор, а содержание механических примесей – соответствовать ГОСТ 6370-83.

4.8. Требования к системам защиты масла и изоляции

4.8.1. Трансформаторы, оборудованные азотной или пленочной защитой, должны быть испытаны на герметичность и удовлетворять требованиям инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации трансформаторов, оборудованных азотной или пленочной защитой.

4.9. Требования к вводам

4.9.1. При ремонте вводы 6-35 кВ должны быть разобраны, очищены от загрязнений, промыты с внутренней и наружной сторон и тщательно осмотрены.

4.9.2. Фарфоровые изоляторы вводов по качеству поверхности должны соответствовать ГОСТ 13873-81Е.

4.9.3. Винты для спуска воздуха должны быть уплотнены.

4.9.4. Съемные вводы после ремонта должны быть испытаны на плотность избыточным давлением масла 1*10 5 Па (1 кгс/см2) с температурой 40-50 °С в течение 30 мин.

4.9.5. Ремонт маслонаполненных вводов классов напряжения 110-330 кВ производить в соответствии с ТУ 34-38-20121-67.

4.10. Требования к контрольным, сигнальным и защитным устройствам

4.10.1. Контрольные, сигнальные и защитные устройства должны соответствовать чертежам и требованиям нормативно-технических документов заводов-изготовителей.

4.10.2. Газовое реле, термометрический сигнализатор, стрелочный маслоуказатель и другие контрольные и сигнальные устройства должны быть демонтированы и сданы в лабораторию для ремонта, наладки, проверки и испытания.

4.10.3. Контрольные и сигнальные устройства должны быть испытаны в соответствия с требованиями документации заводов-изготовителей. Испытания должны быть подтверждены протоколом.

4.10.4. Предохранительный клапан должен быть заменен при обнаружении дефектов в соединениях, нарушении целостности пружин или обнаружении на них раковин. Ремонт и регулировка клапана не разрешается.

5. ТРЕБОВАНИЯ К ОТРЕМОНТИРОВАННОМУ ИЗДЕЛИЮ

5.1. Отремонтированный трансформатор должен соответствовать чертежу завода-изготовителя или ремонтного предприятия, если в конструкцию трансформатора в установленном порядке внесены изменения, требованиям настоящего ОТУ и «Норм испытания электрооборудования».

5.2. После ремонта трансформатор должен сохранять основные параметры (мощность, номинальные напряжения, токи, напряжение короткого замыкания), схему и группу соединения.

5.3. После ремонта наружные поверхности бака, расширителя, предохранительной трубы, радиаторов, охладителей, термосифонного фильтра, трубопроводов и других узлов должны быть окрашены в светлые тона краской без металлических наполнителей, устойчивой к атмосферным воздействиям.

Класс покрытия по внешнему виду – УП по ГОСТ 9.032-74.

Условия эксплуатации покрытия:

в части воздействия особых средств – 6/1 по ГОСТ 9.032-74;
в части воздействия климатических факторов УГ по ГОСТ 9.104-79.

5.4. На отремонтированном трансформаторе не допускается:

течей масла через уплотнения и сварные швы;
механических повреждений бака и других узлов, установленных на трансформаторе.

6. ИСПЫТАНИЯ, КОНТРОЛЬ, ИЗМЕРЕНИЯ

6.1. Каждый трансформатор при сдаче в ремонт и приемке из ремонта должен подвергаться испытаниям по утвержденным программам.

Виды испытаний, контроля и измерений устанавливаются в соответствии с ГОСТ 11677-55 и «Нормами испытания электрооборудования».

6.2. Программой испытаний, контроля и измерений при сдаче в ремонт должны предусматриваться:

испытание на герметичность и наружный осмотр трансформатора;
проверка изоляционных характеристик,
измерение потерь и тока холостого хода при малом напряжении,
испытание пробы трансформаторного масла:
измерение сопротивления обмоток постоянному току;
проверка работы переключающего устройства.

6.3. В процессе выполнения ремонта (с заменой обмоток и изоляции) должен проводиться пооперационный контроль, в который входит:

проверка обмоток на отсутствие замыкания между витками и параллельными проводами;
проверка равенства числа витков в параллельных ветвях обмоток методом встречного включения;
измерение сопротивления постоянному току междистовой изоляции магнитопровода;
проверка группы соединения обмоток и коэффициента трансформации;
измерение потерь и тока холостого хода;
измерение сопротивления изоляции ярмовых балок, прессующих колец, стяжных шпилек и испытание изоляции обмоток.

6.4. Программой испытаний при приемке из ремонта должны предусматриваться:

наружный осмотр трансформатора:
проверка изоляционных характеристик;
измерение сопротивления обмоток постоянному току;
измерение напряжения и потерь короткого замыкания;
измерение потерь и тока холостого хода;
измерение сопротивления изоляции ярмовых балок, прессующих колец, стяжных шпилек и испытание изоляции приложенным напряжением 1 кВ в течение 1 мин;
проверка коэффициента трансформации и группы соединения обмоток;
проверка пробы трансформаторного масла;
проверка работы переключающего устройства;
испытание электрической прочности изоляции в соответствии с ГОСТ 1516.1-76;
определение потерь и тока холостого хода при малом напряжении – для трансформаторов мощностью 10 МВ*А и более;
испытание бака трансформатора на герметичность.

6.5. Методы испытаний

6.5.1. Измерения, испытания и проверка требований 2, 3, 5 п.6.2, требований 2, 4, 5 п.6.3 и требований 2, 3, 4, 5. 6, 7, 11, 12 п.6.4 должны проводиться по ГОСТ 3484.3-88. ГОСТ 3484.4-88. ГОСТ 3484.5-88.

6.5.2. Испытание электрической прочности изоляции по ГОСТ 1516.2-76. ГОСТ 22756-77, ГОСТ 21023-75.

6.5.3. Испытание пробы трансформаторного масла должно проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 982-80, ГОСТ 10121-76;

ГОСТ 6581-75 и «Норм испытания электрооборудования».

6.5.4. Испытание бака трансформатора на плотность должно производиться согласно ГОСТ 3484.5-88, «Норм испытания электрооборудования» .

Испытание трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, производится путем создания внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 1*10 4 (0,1 кгс/см2).

Температура масла в баке трансформатора при испытании должна быть не ниже 10 °С. Продолжительность испытания – не менее 3 ч.

Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном контроле не наблюдается течи масла.

6.5.5. Работа переключающего устройства должна проверяться по ГОСТ 8008-75, ГОСТ 24126-80.

Объем проверок и испытаний – в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

6.5.6. Измерения и проверка требований 1, 3 п. 6.З должны проводиться по соответствующим инструкциям завода-изготовителя.

6.6. Измерения потерь и тока холостого хода должно проводиться до испытаний и измерений, связанных с подачей на обмотки трансформатора постоянного тока.

6.7. Если в процессе испытаний трансформатора после ремонта хотя бы один из параметров не будет соответствовать требованиям настоящих ОТУ, то после выявления причин и устранения дефектов повторные испытания проводят по пунктам несоответствия.

Результаты повторных испытаний являются окончательными.

6.8. Результаты всех испытаний и измерений должны записываться в протокол испытаний трансформатора.

6.9. При ремонте трансформаторов допускаются отклонения значений измеренных величин в пределах допусков, установленных ГОСТ 11677-85 и «Нормами испытания электрооборудования».

6.10. Приборы для измерений и испытаний должны быть исправными, иметь непросроченные клейма Госповерки, свидетельства и аттестаты о поверке.

Приборы не подлежащие Госповерке, должны иметь протоколы периодических поверок» установленных графиком.

По классам точности приборы должны удовлетворять требованиям ГОСТ 3484.3-88, ГОСТ 3484.4-88, ГОСТ 3484.5-88, ГОСТ 8008-75, ГОСТ Г512-82.

7. КОНСЕРВАЦИЯ

7.1. Консервация неокрашенных и не имеющих защитах покрытий наружных поверхностей трансформатора, подвергающихся коррозии – по ГОСТ 9.014-78.

7.2. Контактные поверхности вводов должны быть покрыты смазкой ЦИАТИМ-202 (ГОСТ 11110-75).

8. МАРКИРОВКА

8.1. Для трансформаторов, отремонтированных в незаводских условиях:

8.1.1. Маркировка (табличка) завода-изготовителя должна быть сохранена или возобновлена.

8.1.2. На баке трансформатора рядом с основной табличкой укрепляется дополнительная (ГОСТ 12971-67) на которой указывается:

наименование или товарный знак ремонтного предприятия,
дата выпуска из ремонта;
обозначение настоящих ОТУ.

8.2. Для трансформаторов, отремонтированных в заводских условиях:

8.2.1. Маркировка должна производиться по ГОСТ 11677-85, при этом на таре для демонтированных и запасных частей, а также на деталях и сборочных единицах трансформатора, транспортируемых без упаковки, нанести надписи с указанием заводского номера и номера трансформатора.

Транспортная маркировка грузов по ГОСТ 14192-77 должна содержать основные, дополнительные и информационные надписи.

На трансформатор наносятся манипуляционные знаки «Центр тяжести» и «Место стропки» по ГОСТ 14192-77.

Способ нанесения маркировки – окраской по трафарету или электролитическим способом на ярлыках.

8.2.2. Маркировка (табличка) завода-изготовителя должна быть сохранена или восстановлена.

8.2.3. На баке трансформатора рядом с основной табличкой укрепляется дополнительная (ГОСТ 12971-67), на которой указывается:

наименование или товарный знак ремонтного предприятия,
дата выпуска из ремонта;
обозначение настоящих ОТУ.

9. УПАКОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ, ХРАНЕНИЕ

9.1. Упаковка, транспортирование и хранение трансформатора после ремонта Должны производиться по ГОСТ 11677-85 и РД 16.363-87.

9.2. Требования к хранению трансформаторов в части воздействия климатических факторов – по группе условий хранения ОЖЗ ГОСТ 15150-69.

10. КОМПЛЕКТНОСТЬ

10.1. Комплектность трансформатора, сдаваемого в ремонт и выпускаемого из ремонта, должна соответствовать требованиям конструкторской документации на трансформатор.

Изменение комплектности допускается при двустороннем согласовании заказчика и исполнителя.

10.2. При сдаче трансформатора а ремонт заказчик передает исполнителю на время ремонта:

формуляр (паспорт), отчетные документы о предыдущих ремонтах трансформатора и всю конструкторскую документацию;
запасные части и комплектующие изделия;
специальные приспособления и инструменты, поставляемые заводом-изготовителем.

10.3. При выдаче трансформатора из ремонта исполнитель возвращает заказчику:

формуляр (паспорт), отчетные документы, в которых должны быть отражены сведения о произведенном ремонте, а также даты приемки и выдачи из ремонта,
конструкторскую документацию, полученную от заказчика до ремонта;
неиспользованные запасные части и комплектующие изделия;
специальные приспособления и инструмент, поставляемые заказчиком.

11. ГАРАНТИИ

11.1. Исполнитель ремонта гарантирует соответствие отремонтированного трансформатора и его составных частей требованиям настоящих ОТУ при соблюдении заказчиком правил транспортирования, хранения и эксплуатации.

11.2. Гарантийный срок эксплуатации (до аварии, отказов первой или второй степени) – 12 мес. с момента ввода трансформатора в эксплуатацию и не более 18 мес. с момента выдачи его из ремонта, а также не более чем до первого ремонта, выполняемого без участия исполнителя, назначившего гарантийный срок, или без согласования с ним.

При выполнении ремонта несколькими исполнителями гарантия распространяется в пределах выполненного объема работ. Исполнитель ремонта не назначает гарантийного срока на детали и сборочные единицы, которые оставлены для дальнейшей эксплуатации без ремонта по результатам испытаний в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

Источник

Технические условия для ремонта трансформаторов