4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ И ИСПЫТАНИЙ
4.1. Схема проведения контроля.
4.1.1. В соответствии с «Классификацией компонентов и деятельности по категориям качества. Руководство. 0-48-54ИП» работы по ремонту электрооборудования относятся к 3-й категории качества выполнения работ.
4.1.2. Карта контроля качества производимых работ при ремонте оборудования по настоящей инструкции:
Таблица 7.
Номер позиции работ по разделу 3 | Форма контроля качества работ | Лицо, осуществляющее контроль | Форма документирования |
3.1.1.1, 3.2.1.1, 3.3.1.1, 3.4.1.1, 3.5.1.1 | Самоконтроль Независимый контроль | Оперативный персонал ЭЦ, ответственный руководитель работ (мастер) | Наряд-допуск для работы в электроустановках по форме Приложения №4 ПОТ РМ-016-2001 |
3.1.1.2, 3.2.1.2, 3.3.1.2, 3.4.1.2, 3.5.1.2 | Самоконтроль | Ответственный руководитель работ (мастер) | – |
3.1.2.1 3.2.2.1 3.3.2.1 3.4.2.1 3.5.2.1-3.5.2.6, 10, 11, 15 | Самоконтроль | Ответственный руководитель работ (мастер), производитель работ | Ведомость (приложение 8 |
3.1.2.9, 3.2.2.9, 3.3.2.9, 3.4.2.7, 3.5.2.7 | Самоконтроль Независимый контроль | Ответственный руководитель работ (мастер), представитель лаборатории маслогаза ХЦ, представитель гр. ВВИ ЭЦ | Протокол (приложение 13 |
3.1.2.10, 3.1.2.11; 3.2.2.10; 3.3.2.10, 3.3.2.11; 3.4.2.8; 3.5.2.8, 3.5.2.9 | Самоконтроль Независимый контроль | Ответственный руководитель работ (мастер), представитель лаборатории КИП ЦТАИ | Штамп установленной формы на стекле прибора |
3.1.2.14 | Самоконтроль Независимый контроль | Ответственный руководитель работ (мастер), представитель гр. ВВИ ЭЦ | Протокол (приложение 16 |
3.1.2.33; 3.2.2.24, 3.2.2.32; 3.3.2.30, 3.3.2.37; 3.4.2.27, 3.4.2.34; 3.5.2.22, 3.5.2.39 | Самоконтроль | Ответственный руководитель работ (мастер), производитель работ | Протокол (приложение 22, 23) |
3.1.2.23, 3.1.2.24; 3.2.2.15 3.5.2.28 | Самоконтроль Независимый контроль | Ответственный руководитель работ (мастер), представитель ЛГС СРЗАИ | Протокол контроля |
3.1.2.8, 12, 13, 17 4.2. Методы контроля.
4.2.1. Для оценки качества проведенного ремонта и технического состояния отремонтированного оборудования проводятся электрические испытания и анализ масла. Результаты испытаний и замеров оформляются в виде протоколов.
4.2.2. В ходе проведения ремонта используются следующие методы контроля:
Силовые трансформаторы.
- визуальный (п. 3.1.2.1, 3.2.2.1, 3.3.2.1, 3.4.2.1, 3.5.2.1);
- хроматографический анализ газов, растворенных в масле;
- оценка влажности твердой изоляции;
- измерение сопротивления изоляции обмоток;
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg б) изоляции обмоток;
- оценка по наличию фурановых соединений в масле;
- измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора;
- проверка устройств охлаждения;
- испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов;
- контроль уровня масла;
- тепловизионный контроль.
- измерение сопротивления изоляции;
- измерение tg б и емкости;
- анализ масла на ХАРГ.
4.2.3. Новое электрооборудование, а также его элементы перед установкой должны пройти входной контроль в соответствии с «Инструкцией по входному контролю оборудования, основных материалов, полуфабрикатов и комплектующих изделий, поступающих на электростанцию» № 0-18-02ИП, заводскими инструкциями и «Объемами и нормами испытаний электрооборудования».
4.3. Технология проведения контрольных операций, критерии и нормы, допустимые отклонения.
4.3.1. Силовые трансформаторы.
4.3.1.1. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле.
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:
· трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ·А и блочные трансформаторы собственных нужд – через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;
· трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ·А и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых 3 суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее – не реже 1 раза в 6 мес.
4.3.1.2. Оценка влажности твердой изоляции.
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более.
Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, – не выше 2%, а эксплуатируемых трансформаторов – не выше 4% по массе (образец твердой изоляции толщиной 3 мм). Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.
Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз – через 10-12 лет после включения и в дальнейшем – 1 раз в 4-6 лет.
4.3.1.3. Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500.
В процессе эксплуатации измерения проводятся по зонам изоляции: ВН–корпус, НН–корпус, ВН–НН.
Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10 °С – у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20 °С – у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.
4.3.1.4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg б) изоляции обмоток.
Значения tg б изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения (паспортные значения), с учетом влияния tg б масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50 %.
Измеренные значения tg б изоляции при температуре изоляции 20°С и выше, не превышающие 1 %, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tg б изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (ВН – корпус, НН – корпус, ВН – НН) с подсоединением вывода «экран» измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.
Результаты измерений tg б изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение tg б изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
· 10°С – у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
· 20°С – у трансформаторов напряжением 220 - 750 кВ.
4.3.1.5. Оценка по наличию фурановых соединений в масле.
Оценка производиться у трансформаторов 110 кВ и выше. Для трансформаторов ниже 110 кВ производится по решению технического руководителя предприятия.
Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в табл. 8.
Периодичность контроля наличия фурановых соединений составляет 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации – 1 раз в 4 года.
4.3.1.6. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора.
Измерение производится у трансформаторов 125 МВА и более.
Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.
Значения Zк при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5 %.
Значения Zк при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3 %. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3 %.
В процессе эксплуатации измерения Zк производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70 % расчетного, значения, а также в объеме комплексных испытаний.
4.3.1.7. Проверка устройств охлаждения.
4.3.1.8. Испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов.
Отбор проб масла производится согласно многолетнему графику отбора проб масла
из маслонаполненного электрооборудования электростанции.
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям табл. 8 (пп. 1-7), а у трансформаторов с пленочной защитой масла – дополнительно по п. 10 той же таблицы, в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:
- Трансформаторы 110-150 кВ – через 10 дней и 1 мес.;
- Трансформаторы 330 кВ – через 10 дней, 1 и 3 мес.
Таблица 8.
Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания | Категория электрооборудования | Значение показателя качества масла | При- | |
Ограничивающее область нормального состояния | Предельно допустимое | |||
1. Пробивное напряжение по ГОСТ 6581-75, кВ, не менее | Электрооборудование: до 35 кВ включительно от 60 до 150 кВ включит. от 220 до 500 кВ включит. | - 40 50 | 25 35 45 | |
2. Кислотное число по ГОСТ 5985-79, мг КОН/г масла, не более | Силовые трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы | 0,10 | 0,25 | |
3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75, °С, не ниже | Силовые трансформаторы, негерметичные маслонаполненные вводы | Снижение более чем 5 °С в сравнении с предыдущим анализом | 125 | |
4. Влагосодержание по ГОСТ 7822-75, % массы (г/т), не более | Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы | 0,0015 (15) | 0,0025 (25) | Допускается определение данного показателя методом Карла Фишера |
Силовые трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы | - | 0,0030 (30) | или хроматографическим методом | |
по ГОСТ 1547-84 (качественно) | Электрооборудование, при отсутствии требований предприятий-изготовителей по количественному определению данного показателя | Отсутствие | Отсутствие | |
5. Содержание механических примесей: ГОСТ 6370-83, % (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более); РТМ 34.70.653-83, %, не более (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более) | Электрооборудование до 220 кВ включительно | Отсутствие (13) 0,0020 (11) | Отсутствие (13) 0,0030 (12) | |
6. Тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581-75, %, не более, при температуре 70 °С/ 90 °С | Силовые трансформаторы, высоковольтные вводы: 110-150 кВ включительно 220-500 кВ включительно | 8/12 5/8 | 10/15 7/10 | Проба масла дополнительной обработке не подвергается. Норма tg б при 70 °С факультативна. |
7. Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН/г, не более | Силовые трансформаторы, герметичные высоковольтные вводы Негерметичные высоковольтные вводы | 0,014 0,030 | - - | |
8. Содержание антиокислительной присадки АИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метилфенол или ионол) по РД 34.43.105-89, % массы, не более | Трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы свыше 110 кВ | 0,1 | - | |
9. Содержание растворимого шлама, % массы, не более | Силовые трансформаторы, негерметичные высоковольтные вводы, свыше 110 кВ | - | 0,005 | |
10. Газосодержание в соответствии с инструкциями предприятия-изготовителя, % объема, не более | Трансформаторы с пленочной защитой, герметичные маслонаполненные вводы | 2 | 2 | Допускается определение хроматографическим методом |
11. Содержание фурановых производных, % массы, не более (в том числе фурфурола)* | Трансформаторы и вводы свыше 110 кВ | 0,0015 (0,001) | - | Определение данного показателя производится хроматтографическими методами |
Примечание:
* - Показатель 11 рекомендуется определять также в случае обнаружения в трансформаторном масле значительных количеств СО и СО2 хроматографическим анализом растворенных газов, которые свидетельствуют о возможных дефектах и процессах разрушения твердой изоляции.
При увеличении кислотного числа до 0,15 мг КОН необходимо заменить сорбент в термосифонном фильтре, а в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла кроме этого необходимо заменить сорбент в адсорбционном фильтре.
На основании полученных результатов лабораторных испытаний масла определяют две области его эксплуатации:
- Область «нормального состояния масла» (интервал от предельно допустимых значений после заливки свежего масла в новое электрооборудование до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации, приведенных в табл. 8, столбец 3), когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования;
- Область «риска» (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла, приведенных в табл. 8, столбец 3, до предельно допустимых значений показателей качества масла в эксплуатации, приведенных в табл. 8, столбец 4), когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный контроль для прогнозирования срока его службы и (или) принятия специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт.
4.3.1.9. Контроль уровня масла.
В длительно неработающем трансформаторе масло принимает температуру окружающего воздуха, поэтому его уровень в расширителе должен соответствовать примерно среднесуточной температуре окружающего воздуха.
4.3.2. Высоковольтные вводы.
4.3.2.1. Измерение сопротивления изоляции.
Производится измерение сопротивления изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) или (и) последних слоев изоляции (С3) мегаомметром на 2500 В.
Значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию должны быть не менее 1000 МОм, в процессе эксплуатации – не менее 500 МОм.
Периодичность измерений для вводов:
· 110 - 220 кВ – через 0,5 года после ввода в эксплуатацию и далее 1 раз в 3 года;
· 330 - 750 кВ – через 0,5 года после ввода в эксплуатацию и далее 1 раз в год.
4.3.2.2. Измерение tg б и емкости:
Производится измерение tg б и емкости:
· основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ;
· изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) или (и) последних слоев изоляции (С3) при напряжении 5 кВ.
Предельные значения tg б приведены в табл. 9:
Таблица 9.
Тип и зона изоляции ввода | Предельные значения tg б, %, для вводов номинальным напряжением, кВ | |
110 - 150 | 330 - 750 | |
Бумажно-масляная изоляция ввода: · основная изоляция (С1) и изоляция конденсатора ПИН (С2); · последние слои изоляции (С3) | 0,7/1,5 1,2/3,0 | 0,6/1,0 0,8/1,5 |
Твердая изоляция ввода с масляным заполнением: · основная изоляция (С1) | 1,0/1,5 | – |
Примечания:
1. В числителе указаны значения tg б изоляции при вводе в эксплуатацию, в знаменателе – в процессе эксплуатации.
2. Уменьшение tg б основной изоляции герметичного ввода по сравнению с результатами предыдущих измерений на D tg б(%) ³ 0,3 является показанием для проведения дополнительных испытаний с целью определения причин снижения tg б.
3. Нормируются значения tg б, приведенные к температуре 20 °С. Приведение производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов.
4.3.2.3. Испытание масла из вводов.
Доливаемое во вводы масло должно отвечать требованиям табл. 8, столбец 3.
Контроль масла герметичных вводов производится при получении неудовлетворительных результатов по измерению сопротивления изоляции, tg б и емкости изоляции, а также при повышении давления во вводе сверх допустимых значений, регламентированных заводской документацией на вводы.
Отбор проб масла осуществляется 1 раз в год (при ТР). Оценка результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов производится по "Методическим указаниям по диагностике состояния изоляции высоковольтных вводов 110-750 кВ".
4.3.2.4. Тепловизионный контроль.
Тепловизионный контроль маслонаполненного оборудования осуществляется согласно «Технологической инструкции по тепловизионному контролю электрооборудования электростанции» 0-03-43ТИ. Трансформаторов – 1раз в год, высоковольтных вводов – 2 раза в год.
4.4. Порядок опробования, испытаний и сдачи оборудования из ремонта.
4.4.1. Опробование трансформаторов не производится. После выполнения ремонта двигателей вентиляторов обдува и насосов охлаждения производится опробование двигателей путем их включения.
4.4.2. Приемка оборудования из ремонта осуществляется в соответствии с требованиями «Правил организации ТО и ремонта систем и оборудования атомных станций» РДЭО 0069-97 и «Программы обеспечения качества технического обслуживания и ремонта систем и оборудования электростанции». Инв. № 0-18-02ПОКАС (рем). После проведения ремонта по результатам выполненных работ оформляется отчетная документация.
