1 Сопротивление изоляции обмоток | Выполняется при неудовлет-ворительных результатах испытаний масла, а также в объеме комплексных испытаний | Для масляных трансформаторов - не ниже 300 МОм при температуре обмотки 20 °С, не ниже 450 МОм при 10 °С. Для сухих трансформаторов 6 кВ – не менее 300 МОм, 10 кВ – не менее 500 МОм при температуре обмоток от 20 до 30 °C | Выполняется измерение у обмоток между собой и относительно корпуса |
2 Сопротивление обмоток постоянному току | При комплексных испытаниях трансформатора | В соответствии с пунктом 3 таблицы 8.23 | |
3 Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха | 1 год | В соответствии с пунктом 4 таблицы 8.23 | |
4 Испытание трансформаторного масла | |||
4.1 из трансформаторов | Не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА с термосифонными фильтрами; не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА без термосифонных фильтров | В соответствии с ПТЭЭП (приложение3.1, таблица 6, показа, 7) | В течение первых месяцев после ввода в эксплуатацию контроль выполняется в соответствии с указаниями завода-изготовителя |
4.2 из баков контакторов устройств РПН | При испытании масла из трансформаторов по 4.1 | Масло следует заменить: 1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией10 кВ; 2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное) | Проводится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя |
5 Тепловизионный контроль | 3 года. Выполняется одновременно с ТК оборудования КТП | В соответствии с пунктом 10 таблицы 8.23 |
8.9.3 Периодичность, типовой объем работ по ТО силовых трансформаторов на напряжение 6 (10)/0,4 кВ
8.9.3.1 Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию силовых трансформаторов представлены в таблице 8.36. Периодичность проведения ТО может быть изменена по результатам периодических осмотров и КТС.
Таблица 8.36 – Периодичность и типовой объем работ по техническому
обслуживанию силовых трансформаторов
Наименование оборудования. Типовой объем работ | Периодичность |
1 Масляные герметичные и негерметичные силовые трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ | |
Осмотр трансформатора и его оборудования | 6 месяцев (ТО 6) |
Проверка уровня масла в расширителе | |
Проверка показаний термометров, мановакуумметров (у герметичных трансформаторов) | |
Проверка отсутствия течи масла и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств | |
Проверка состояния кабелей заземления на отсутствие повреждений | 6 месяцев (ТО 6) |
Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения (должны быть выделены отличительной краской) | |
Проверка наличия и состояния противопожарных средств | |
Осмотр состояния опорных изоляторов (на отсутствие пыли, трещин, сколов, следов разрядов) и проверка надежности их крепления | |
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений токопроводов и шин | |
Проверка исправности термосигнализаторов | 12 месяцев (ТО 12) |
Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля | |
Проверка состояния креплений, кожухов, уплотнений бака и расширителя, вводов, кранов | |
Проверка воздухоосушителя (по цвету) | |
Проверка состояния элементов заземления | |
Проверка подтяжки всех болтовых соединений и чистка контактных соединений | |
Чистка изоляторов и вводов | |
Проверка состояния переключателя напряжения (РПН, ПБВ) | |
Восстановление расцветки фаз | |
Проверка исправности выключателя нагрузки | |
2 Силовые трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ | |
Осмотр трансформатора и его оборудования | 6 месяцев (ТО 6) |
Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения | |
Проверка наличия и состояния противопожарных средств | |
Проверка состояния элементов заземления и КС | |
Осмотр состояния изоляторов и проверка надежности их крепления | 12 месяцев (ТО 12) |
Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля, отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин | |
Проверка подтяжки всех болтовых КС и чистка | |
Проверка состояния переключателя напряжения | |
Восстановление расцветки фаз | |
Проверка состояния обмоток, панели для переключения | |
Продувка сухим воздухом, чистка | |
Примечание – ТО трансформаторов и устройств возбуждения (УВСД) выполняется в соответствии с 8.3. |
8.9.3.2 На силовых трансформаторах, оснащенных устройством ПБВ, 2 раза в год (перед наступлением зимнего максимума отрицательных и летнего минимума положительных температур) при ТО должен проверяться коэффициент трансформации.
8.9.4 Периодичность, типовой объем работ по ремонту силовых
трансформаторов на напряжение 6 (10)/0,4 кВ с контролем параметров
8.9.4.1 Типовой объем текущего ремонта и периодичность его проведения приведены в таблице 8.37.
8.9.4.2 В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также работы, указанные в таблице 8.38.
8.9.4.3 После выполнения текущего и капитального ремонтов должны быть проведены испытания силовых трансформаторов в соответствии с ПТЭЭП (приложение 3, таблица 2; приложение 3.1, таблицы 1-5), указаниями завода-изготовителя, ремонтной документацией.
8.9.4.4 Для маслонаполненных силовых трансформаторов без замены обмоток и изоляции проводить испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты не обязательно.
Таблица 8.37 – Типовой объем работ и периодичность текущего ремонта силовых
трансформаторов
Наименование оборудования. Типовой объем работ | Периодичность |
1 Масляные трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ | 3 года |
Выявление и устранение мелких дефектов | |
Подтяжка болтов крепления вводов, ошиновки, крышки | |
Замена силикагеля, регулирование уровня масла | |
Протирка вводов, крышки, корпуса, очистка маслоуказательных стекол | |
Восстановление расцветки фаз | |
Чистка изоляторов и вводов | |
2 Трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ | |
Выявление и устранение мелких дефектов | |
Проверка состояния обмоток, панели для переключения | |
Продувка сухим воздухом, чистка, прозвонка стяжных шпилек | |
Проверка надежности КС паек и заземлений, подтяжка болтовых соединений | |
Восстановление расцветки фаз | |
Очистка от загрязнения | |
Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, прессующих колец, ярмовых балок и электрических экранов сухих трансформаторов |
Таблица 8.38 – Типовой объем работ по капитальному ремонту силовых трансформаторов
Наименование оборудования. Типовой объем работ | Периодичность |
1 Масляные силовые трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ | Силовые трансформаторы КТП, МТП, УКЗВ, ПКУ (питающиеся от вдольтрассовой ВЛ)- совместно с ВЛ 1 раз в 9 лет, эксплуатируемые 20 лет и более – |
Работы в соответствие с таблицей 8.26 | |
2 Силовые трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ | |
Расшиновка, выявление дефектов | |
Вскрытие активной части | |
Предварительное испытание изоляции | |
Ремонт активной части, опрессовка обмоток | |
Сушка активной части | |
Ремонт кожуха | |
Сборка трансформатора, установка вводов и соединение отводов | |
Испытание в соответствии с требованиями ПТЭЭП | |
Покраска, нанесение расцветок фаз, диспетчерских наименований | |
Установка термосигнализатора с подключением контрольного кабеля, ошиновка |
8.10 ТОР оборудования комплектных трансформаторных подстанций на напряжение 6 (10)/0,4 кВ
8.10.1 Наименование оборудования
8.10.1.1 Раздел распространяется на оборудование одно - и двухтрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций наружной и внутренней установки на НПС (ЛПДС), линейной части и других объектах МН.
8.10.1.2 В составе КТП разных типов и комплектаций техническому обслуживанию подлежит следующее основное оборудование:
- силовые трансформаторы на напряжение 6 или 10 кВ мощностью до 2500 кВА масляные и сухого исполнения;
- распределительное устройство высшего напряжения в составе: секционный разъединикВ; разрядник вентильный или ОПН; предохранители на 6 (10) кВ; рубильники; вводные и секционные автоматические выключатели; сборные и соединительные шины, шинный мост;
- распределительное устройство низшего напряжения в составе: автоматические или врубные выключатели 0,4 кВ; разрядники и ОПН; трансформаторы тока; шины сборные (секции шин), ошиновка; устройства РЗА; панели (щиты) управления, контроля, сигнализации;
- дополнительное и вспомогательное электрооборудование: освещение шкафов и помещения; оборудование систем ОВКВ; электронагреватели; контрольно-измерительные приборы (на панелях, щитах); приборы учета электроэнергии; устройства заземления и молниезащиты; источники бесперебойного питания.
8.10.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации оборудования комплектных трансформаторных подстанций на напряжение 6 (10)/0,4 кВ
8.10.2.1 Техническое состояние оборудования КТП должно оцениваться дежурным персоналом на НПС (ЛПДС) не реже 1 раза в смену и при осмотре по показаниям контрольно-измерительных приборов и дистанционно по каналам СА и ТМ на дисплее АРМ.
Осмотр КТП и МТП на линейной части должен выполняться не реже 1 раза в 6 месяцев совместно с ВЛ.
При этом должны контролироваться по показаниям контрольно-измерительных приборов и поддерживаться напряжения на шинах РУ высокого напряжения (6 или 10 кВ) и
0,4 кВ, нагрузка на вводных и секционных выключателях, отходящих линиях, работа и положение (состояние) предупредительной и сигнальной аппаратуры оборудования, сопротивление изоляции цепей управления, уровень напряжения цепей управления, сигнализации, собственных нужд. С помощью стационарных устройств СА на НПС и средств ТМ на линейной части должны контролироваться основные параметры оборудования КТП в соответствии с производственной инструкцией (регламентами), РД-35.240.00-КТН-207-08, ОР-35.240.50-КТН-105-09.
8.10.2.2 При осмотрах особое внимание должно быть обращено на:
- состояние помещения (исправность дверей и окон, запоров и замков, отсутствие течи в кровле);
- исправность отопления, освещения, вентиляции, заземления;
- уровень и температуру масла в аппаратах и трансформаторе, отсутствие течи масла;
- состояние контакторов, рубильников щита низкого напряжения;
- работоспособность и целостность пломб э/счетчиков;
- чистоту оборудования, особенно токоведущих и изоляционных элементов;
- в ночное время – отсутствие разрядов и коронирования;
- исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;
- работоспособность контрольно-измерительных приборов;
- шумность работы трансформатора, высоковольтных аппаратов;
- наличие защитных средств и средств пожаротушения.
На столбовых и мачтовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты.
Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты.
8.10.2.3 Осмотр КРУ и силового трансформатора КТП в темное время суток (для выявления разрядов, коронирования) должен проводиться без отключения на объектах с постоянным дежурством персонала не реже 1 раза в месяц, без постоянного дежурства персонала (на ЛЧ) – не реже 1 раза в 6 месяцев по утвержденному графику одновременно с ВЛ.
8.10.2.4 При достижении предельно допустимых значений контролируемых параметров или их резком изменении и при обнаружении дефектов в результате осмотра или оперативного контроля дежурный персонал информирует оператора НПС (ЛПДС) и руководителя УО ЭО (ответственного за электрохозяйство) и действует в соответствии с производственной инструкцией.
8.10.2.5 Периодически по утвержденному графику должен выполняться контроль за температурой разъемных соединений шин РУ, за исправностью резервных элементов РУ (выключателей, шин, трансформаторов и др.) включением их под нагрузку.
8.10.2.6 Трансформатор КТП должен быть аварийно выведен из работы при сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри, ненормальном и постоянно возрастающем нагреве при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе охлаждения, выбросе масла из расширительного бака, течи масла с понижением уровня ниже контрольной отметки, наличии сколов и трещин на изоляторах, появлении следов их перекрытия, резком помутнении (на несколько баллов) масла.
8.10.2.7 Внеочередные осмотры оборудования КТП должны проводиться после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, стихийные воздействия, штормовой ветер и др.), при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора дифференциальной защитой, после каждого отключения аппаратов от короткого замыкания или при сильном загрязнении, а также в случаях, предусмотренных производственной инструкцией.
8.10.2.8 Для оборудования, выработавшего ресурс, морально устаревшего, имеющего худшие показатели надежности или условия эксплуатации по сравнению с другим и однотипным оборудованием, должны по утвержденному графику выполняться целевые осмотры (проверки). Необходимость их проведения определяет ответственный за электрохозяйство.
8.10.2.9 Контроль технического состояния в межремонтный период оборудования в составе конкретного типа КТП должен выполняться в соответствии с таблицей 8.39 и с разделами по ТОР видов оборудования настоящего документа.
Оценка работоспособности КТП в целом выполняется путем комплексной проверки, проводимой по утвержденному графику.
Таблица 8.39 –Периодичность и виды контроля технического состояния комплектных распределительных устройств и оборудования КТП
Контролируемый параметр, | Периодичность | Норма контроля, | Примечание |
1 Сопротивление изоляции: | 3 года | ||
- первичных цепей (подвижных и направляющих частей выключателей); | Не менее 300 МОм для 6 (10) кВ; | Нормы приведены для собранных цепей и частей выключателей из органических материалов | |
- вторичных цепей (аппараты; электропроводки; вторичные цепи; РУ; цепи защиты, питания приводов, управления, СА и ТМ, шинки оперативного тока), КС заземления | 3 года | выполняется с периодичностью и в объеме в соответствии с пунктом 1 таблицы 8.61 (см. 8.15) | |
2 Проверка соосности и величины вхождения подвижных контактов в неподвижные | 3 года | Несоосность – не более 4-5 мм, вертикальный люфт ламелей контактов выкатной тележки 8-14 мм, вхождение контактов – 15 мм, запас хода – не менее 2 мм | Проверяются выдвижные элементы с выключателями, разрядниками, измерительными трансформаторами и др. оборудованием КРУ |
3 Переходное сопротивление болтовых КС сборных шин | 6 лет | Не должно превышать более чем в 1,2 раза сопротивление участка такой же длины, что и соединитель | Выполняется на шинах на ток более 1000 А; при положительных результатах ТК контроль не проводится |
4 Сопротивление изоляции ошиновок: - высокого напряжения; - низкого напряжения | 1 год | Не менее 300 МОм; не менее 0,5 МОм | - |
5 Проверка состояния электропривода управляемого разъединителя | 1 год | В соответствии с указаниями завода-изготовителя | Проверяется регулировка тяг и контактов, состояние (ёмкость) аккумуляторов |
6 Тепловизионный контроль | 3 года | В соответствии с | Оценка температуры силовых контактов и КС, коммутационных аппаратов, шин, предохраните-лей, КС вторичных цепей |
Примечание – Контроль выключателей, разрядников, измерительных трансформаторов и другого оборудования КТП должен выполняться в соответствии с указаниями разделов настоящего документа по ТОР видов оборудования. |
