4. Норма времени на одну ктп

№ п/п

Наименование операций

Содержание операций, технологические требования и нормы

1

2

3

6.1.

Проверка общего состояния КТП

6.1.1. Подставить приставную лестницу к КТП и под­няться по ней.

6.1.2. Очистить все изоляторы оборудования КТП от пыли и грязи чистой тряпкой, смоченной в бензи­не, проверить их состояние. На высоковольтных изоляторах не допускаются тре­щины и сколы на ребрах длиной более 60 мм по ок­ружности и 5 мм по глубине, а также глубокие цара­пины на поверхности глазури длиной более 25 мм. При наличии допустимых дефектов на поверхнос­ти фарфора очистить их тампоном, смоченным в аде-тоне (спирте или бензине)¹ и покрыть изоляционным лаком или клеем БФ-4. ' 6.1.3. Проверить состояние ошиновки, выявить ме­ста нагрева в ее контактах. При необходимости, кон­такты перебрать, зачистив контактные поверхности на­пильником или наждачным полотном, и нанести на них тонкий слой смазки ЦИАТЙМ-101.

6.1.4. Проверить состояние антикоррозионного по­крытия кожуха трансформатора, металлических эле­ментов высоковольтного оборудования, низковольт­ного шкафа и всей конструкции КТП. Определить не­обходимость возобновления окраски.

6.1.5. Проверить состояние фундамента и надежность крепления на нам КТП, а также состояние огражде­ния. Ослабленные крепления подтянуть, повреждения устранить. 6.1.6. Проверить внешним осмотром правильность схемы заземления КТП, целостность и исправность всех ее элементов, а также надежность их соедине­ний. Технологические требования и нормы при осмотре заземлений КТП приведены в Технологической карге № 1.2.8 книги III настоящего сборника.

6.1.7. Очистить площадку вокруг КТП от мусора.

6

1. Проверка трансфор­матора

6.2.1. Очистить кожух трансформатора от пыли и грязи, проверить надежность сварных швов, отсутствие местной коррозии, вздутия, проверить все места уп­лотнений и убедиться в отсутствии подтекания масла При обнаружении подтекания осторожно подтянуть со­ответствующие болты. Подтяжку их производить по

1

2

3

степенно и последовательно одного за другим небо лее чем на '/16 оборота за один прием.

6.2.2. Протереть маслоуказательную пробку, открыть кран сообщения с расширителем, спустить грязь масло маслоуказательного стекла, спустить часть мала из расширителя, затем залить его обратно. Проверить целостность стеклянной трубки и про тереть стекло. Восстановить контрольные черты уровня масла на расширителе. Подтянуть крепления,

закрепить спускной кран и пробки. Проверить уровень масла по маслоуказателю и а ответствие его температуре, долить, при необходимсти, масло.

6.2.3. Проверить состояние маслоочистительных устройств (термосифонных фильтров, влагопоглощающих патронов) и цвет контрольного селикагеля, о) ределить необходимость его замены.

6.2.4. Отобрать (при необходимости) пробу масла из трансформатора мощностью более 630 кВА на испытание. Порядок отбора пробы и испытание масла изложен в п.6.2.6. Технологической карты № 2.1.5 книги III.

настоящего сборника. Напряжение пробоя масла должно быть не мен 25 кВ для трансформаторов 6 — 10 кВ и не менее 30км — для трансформаторов напряжением 27,5 кВ.

6.2.5. Проверить правильность присоединения и состояние контактных поверхностей пробивного предо ранителя (искрового промежутка). Один из его электродов должен быть присоединен к корпусу трансформатора (заземлителю), другой — к проводу вторичи обмотки. Схемы подключения приведены на рис. 1.2 — 1.2.5 Технологической карты № 1.2.8 и рис. 2.3.1 2.3.6 Технологической карты № 2.3.4 книги III настоящего сборника. При необходимости, зачистить контатные поверхности и заменить слюдяную прокладку.

6.3.

Проверка вентильно­го разряд­ника

6.3.1. Проверить состояние фарфорового чехла, цементных швов и покрывающей их масляной краски надежность пайки отверстия для проверки герметичности. Не допускается разгерметизация разрядник трещины фарфорового чехла, цементных швов и д повреждения. Испытания вентильных разрядников производят! в мастерских после их замены.

1

2

3

6.4.

Проверка трубчатого разрядника

6.4.1. Проверить правильность расположения трубча­того разрядника. Он должен быть расположен под уг­лом 15 — 20° к горизонтали, а в местах с повышенной загрязненностью — до 45°; зона выхлопных газов при срабатывании разрядника не должна опускаться ниже 3 м от уровня земли. Не допускается размещение в зоне выхлопных газов элементов ошиновки, изоляторов и заземленных конструкций КТП (рис. 2.1.3).

Рис. 2.1.3. Размеры зоны выхлопа трубчатого разрядника

6.4.2. Зачистить наплывы на электродах внешнего искрового промежутка напильником и наждачным полотном. Подгары (износ) электродов со снижением сече­ния более 10% не допускаются.

6.4.3. Проверить линейкой размер зазора внешнего искрового промежутка. Размеры зазора должны соот­ветствовать значениям, приведенным в табл. 2.1.2. При необходимости произвести регулировку, изменяя дли­ну и положение электродов.

Таблица 2.1.2

6.4.4. Очистить и осмотреть наружную поверхность трубки. Не допускаются на наружной поверхности де­фекты, размеры которых превышают '/3 расстояния между наконечниками, а именно: ожоги электричес­кой дутой, трещины, расслоения, царапины глуби­ной более 0,5 мм. Наличие следов оплавления на на­конечнике трубки или на электродах свидетельствует о неудовлетворительной работе разрядника.

1

2

3

6.4.5. Очистить от грязи и осмотреть дугогасительный канал внутреннего искрового промежутка (трещины или ко­робление не допускаются). Измерить шаблоном его длин] и внутренний диаметр трубки на расстоянии 10 — 15 см кольцевого электрода. Увеличение внутреннего диаметра по сравнению с первоначальным более 3 мм (20 — 25 % недопустимо. Длина дугогасительного канала внутреннего искрового промежутка должна соответствовать значениям, приведенным в табл.

2.1.2, с допуском ± 5 мм для разряд­ников 27,5 кВ и ± 3 мм — для разрядников 6 — 10 кВ. Установить указатель срабатывания в рабочее положение

6.5.

Проверка высоко­вольтного предохра­нителя

6.5.1. Проверить механическую прочность предох­ранителя (изоляторов, губок и их креплений). Ослаб­ленные крепления подтянуть.

6.5.2. Изъять из губок плавкую вставку и проверить ее состояние. Колпачки должны быть плотно закреп­лены на трубке и обеспечивать ее герметичность. Убедиться в целостности плавкой вставки, прове­рить качество засыпки песком.

6.5.3. Зачистить контактные поверхности губок и колпачков плавкой вставки. Проверить качество прижима в контактных поверхностях губок и колпачков трубки с помощью щупа толщиной 0,05 мм и шириной 10 мм. При обеспечении достаточного прижима (контактные поверхности плоскопараллельны) щуп не должен продвинуть­ся внутрь контактов более чем на ²/з своего диаметра. Нанести на поверхность губок и колпачков плав­кой вставки тонкий слой смазки ЦИАТИМ-101. Неисправные предохранители подлежат замене. .

6.6.

Проверка низковольт­ного шкафа

6.6.1. Очистить напильником контактные поверхности ножей .и губок от грязи, окислов и частиц оплав­ленного металла. Подтянуть все крепежные детали py- бильника и переключателя. Особое внимание обратит! на шарнирные соединения, по которым протекает электрический ток. Проверить состояние пружин в губках. Ослабленные пружины заменить. Проверить co-стояние низковольтных предохранителей или автоматов, соответствие их номинальному току уставок.

6.7.

Электри­ческие из­мерения

6.7.1. Отсоединить поочередно ошиновку с низко! и высокой сторон трансформатора и вентильного раз­рядника, закрепив ее на расстоянии от выводов достаточном для электрических измерений.

1

2

3

6.7.2. Измерить сопротивление изоляции обмоток трансформатора: первичной — мегомметром на 2500 В и вторичной — мегомметром на 1000 В. У однофазных трансформаторов ОМ 6 — 10 кВ со­противление Rgo должно быть не менее 100 МОм для первичных обмоток и не менее¹ 1 МОм — для вторич­ных обмоток. Для остальных трансформаторов сопро­тивление не нормируется, но сравнивается с резуль­татами предыдущих измерений ДО, Порядок измерений сопротивления изоляции об­моток и оценка результатов измерений изложены в п.п;

6.3.1—. 6.3.4 Технологической карты № 2.1.5 кни­ги III настоящего сборника .

6.7.3. Измерить сопротивление изоляций вентильно­го разрядника мегомметром на напряжение 2500 В, для чего: присоединить зажимы мегомметра "линия" к вы­воду разрядника, а зажим "земля" — к его основанию; рукоятку мегомметра равномерно вращать со скорос­тью 120 об/мин и через 60 С после начала вращения отсчитать по шкале прибора величину сопротивления. Измеренная величина не должна отличаться более чем на 30 % от результатов 'измерения на заводе-изготовите­ле или предыдущих измерений при эксплуатации. Сопротивление изоляции вентильного разрядника 6 — 10 кВ должно быть не менее 1000 МОм, ,

6.7.4. Измерить сопротивление изоляции первичных цепей КТП мегомметром на 250Ф В, Оно должно быть для КТП 6 — 10 кВ не менее 300 МОм и для КТП 27,5 кВ ^- не менее 1000 МОм.

6.7.5. Измерить сопротивление изоляции вторичных цепей КТП мегомметром на 1000 В. Оно должно быть для всех КТП не менее 1 МОм. Порядок измерения мегомметром изложен в п.

6.3.2 Технологической карты № 2.1.5 книги III настоящего сборника.

6.7.6. Присоединить ошиновку обмоток трансфор­матора и разрядника. Проверить правильность всех присоединений оборудования КТП.

6.7.7. Исполнителям спуститься ПО лестнице вниз и убрать ее.