МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ

Парижмонтажремонт
МУ 14-602-2010

Парижмонтажремонт

ПО «Парижмонтажремонт»

г. Парижь

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ

ИСПЫТАНИЙ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Парижмонтажремонт

Общие положения
1. Настоящие методические указания определяют порядок контроля состояния силовых трансформаторов путем измерения следующих параметров: тока и потерь холостого хода, тангенса угла диэлектрических потерь и емкости обмоток, сопротивления короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току в соответствии со «Сборником методических пособий по контролю состояния электрооборудования, Москва СПО ОРГРМР 1997 г.».
2. Испытание трансформаторного масла производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний масла трансформаторного». Тепловизионный контроль оборудования проводиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению тепловизионного контроля». Испытание и вводов силовых трансформаторов производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний вводов и проходных изоляторов». Испытание встроенных измерительных трансформаторов производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний измерительных трансформаторов». Измерение сопротивления постоянному току проводится в соответствии с «Методическими указаниями по поведению измерений сопротивления постоянному току».
3. Объемы и сроки проведения различных видов испытаний, допустимые значения характеристик испытываемого оборудования, устанавливаются на основании РД 34.45-51.300-97 и утвержденных многолетних графиков.
4. Порядок выполнения работы определяется соответствующей технологической картой.
5. Знание настоящих методических указаний обязательно для следующих работников Службы изоляции и испытаний и измерений: начальник, инженер, электромонтёр по испытаниям и измерениям.
Нормативные ссылки

В настоящих методических указаниях использованы ссылки на следующие документы:

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00;
Объем и нормы испытаний электрооборудования РД 34.45-51.300-97;
Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках. СО 153-34.03.603-2003;
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: Утверждены Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003, № 229;
Правила устройства электроустановок – издание 6-е;
Правила устройства электроустановок – издание 7-е;
Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования, Москва СПО ОРГРМР 1997 г.

Обозначения и сокращения

Филиал - Парижмонтажремонт;

ПМР – Производственное участок «Парижские МР»;

СССРРР – Служба изоляции и испытаний и измерений.

Методы определения параметров изоляции

Общие положения

Для оценки состояния главной изоляции трансформаторов в эксплуатации или при вводе нового оборудования производится измерение значений параметров главной изоляции: сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) и емкости (С).
Для принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора производятся комплексный анализ измеренных значений параметров изоляции, сопоставление измеренных абсолютных значений параметров с ранее измеренными значениями, а также анализируется динамика изменений этих параметров.
Измерения параметров изоляции допускается производить при температуре изоляции не ниже +10˚С для трансформаторов напряжением до 110 кВ.
Если температура изоляции ниже +10˚С, то трансформатор должен быть нагрет.
Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение - не более 5 °С). Если это невозможно, должен применяться температурный перерасчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации данного трансформатора.
Выводы обмотки, на которой производят измерения, соединяют между собой.
Измерение tgδ и емкости рекомендуется производить после измерения сопротивления изоляции.
Внешняя поверхность вводов трансформаторов должна быть чистой и сухой. Производить измерения при сырой погоде не рекомендуется.

Измерение сопротивления изоляции

При проведении испытаний следует руководствоваться требованиями «Методических указаний по проведению измерения сопротивления изоляции»
Перед началом каждого измерения и при повторных измерениях испытуемую обмотку трансформатора заземляют не менее чем на 2 мин. для снятия абсорбционного заряда.
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Перед началом производства измерений наружную поверхность вводов трансформатора следует очистить от загрязнений и насухо протереть для предупреждения поверхностных токов утечки.
При применении мегаомметров со встроенным генератором номинальное напряжение мегаомметра устанавливается при достижении частоты вращения генератора 120 об/мин, поэтому отсчет измеряемого абсолютного значения сопротивления изоляции следует производить при достижении указанной частоты вращения.
При определении коэффициента абсорбции присоединение измерительного вывода (rx) мегаомметра к измеряемому объекту рекомендуется производить после достижения частоты вращения ручки генератора 120 об/мин, а отсчет показаний прибора производить через 15 и 60 сек. от начала прикосновения вывода rx к объекту. Для обеспечения безопасных условий работы необходимо использование щупов с изолирующими рукоятками.
Измерения сопротивления изоляции трансформаторов производят по схемам табл. 1.

Таблица 1

		Трехобмоточные трансформаторы
		Обмотка, на которой производят измерения	Заземляемые части трансформатора
НН	ВН, бак	НН	СН, ВН, бак
ВН	НН, бак	СН	НН, ВН, бак
(ВН+НН)	Бак	ВН	НН, СН, бак
		(ВН+СН)	НН, бак
		(ВН+СН+НН)	Бак

Если по результатам измерений по схемам табл. 1 выявлено заниженное значение сопротивления изоляции одной или нескольких обмоток выполняется ряд дополнительных измерений по отдельным участкам (зонам) изоляции, что позволяет выявить участок с пониженным уровнем изоляции по схемам табл. 2.

Таблица 2

Трансформаторы,	Участок изоляции	Выводы (зажимы) мегаомметра
Трансформаторы,	Участок изоляции	Потенциальный (r x)	Заземляемый	Экран
Двухобмоточные трансформаторы	ВН-НН	ВН	НН	Бак
	ВН-бак	ВН	Бак	НН
	НН-бак	НН	Бак	ВН
Трехобмоточные трансформаторы	ВН-СН	ВН	СН	НН, бак
	ВН-НН	ВН	НН	СН, бак
	СН-НН	СН	НН	ВН, бак
	ВН-бак	ВН	Бак	СН, НН
	НН-бак	НН	Бак	ВН, СН

Провода, соединяющие выводы rx и Э мегаомметра с объектом, должны быть рассчитаны на класс напряжения мегаомметра.
При повторных измерениях сопротивления изоляции необходимо выводы обмотки заземлить не менее чем на 5 мин. для стекания абсорбционного заряда.
Измерение сопротивления изоляции объекта (трансформатора) рекомендуется производить одним и тем же прибором или по крайней мере приборами одного и того же типа. Это обусловлено тем, что в ряде конструкций мегаомметров последовательно с образцовым резистором в цепи измерителя тока включен ограничивающий резистор. Как следствие у мегаомметров разных конструкций выходные сопротивления оказываются разными, что приводит к несовпадению результатов измерения.
При производстве измерений в рабочем журнале записываются результаты измеренных значений сопротивления изоляции R60, R15, температура обмотки.

Рис. 3. Основные схемы измерения изоляции трехобмоточного трансформатора.

Рис. 4. Дополнительные схемы измерения изоляции трехобмоточного трансформатора.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВА и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Температура обмотки, °С	10	20	30	40	50	60	70
R 60 , МОм	450	300	200	130	90	60	40

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости

При проведении испытаний с использованием «Измерителя параметров изоляции Вектор» следует руководствоваться требованиями «Инструкции по технической эксплуатации передвижной электролаборатории ЛВИ-3 (или ЭТЛ-35) и руководством по эксплуатации прибора».
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости силовых трансформаторов производить при напряжении 10 кВ.
Тангенс угла диэлектрических потерь и емкость обмоток силовых трансформаторов измеряется по схемам табл. 3. При этом последовательность измерений не нормируется.

Таблица 3

Двухобмоточные трансформаторы		Трехобмоточные трансформаторы
Обмотка, на которой производят измерения	Заземляемые части трансформатора	Обмотка, на которой производят измерения	Заземляемые части трансформатора
НН	ВН, бак	НН	СН, ВН, бак
ВН	НН, бак	СН	НН, ВН, бак
(ВН+НН)	Бак	ВН	НН, СН, бак
		(ВН+СН)	НН, бак
		(ВН+СН+НН)	Бак

Если по результатам измерений по схемам табл. 3 выявлено завышенное значение tgd одной или нескольких обмоток, выполняется ряд дополнительных измерений по отдельным участкам (зонам) изоляции, что позволяет выявить участок с пониженным уровнем изоляции по схемам табл. 4.

Российская ФедерацияРД

РД 153-34.1-26.303-98 Методические указания по проведению эксплуатационных испытаний котельных установок для оценки качества ремонта

установить закладку

РД 153-34.1-26.303-98

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
О ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА

Дата введения 2000-04-03

РАЗРАБОТАНЫ Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнитель Г.Т.Левит

УТВЕРЖДЕНЫ Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 01.10.98

Первый заместитель начальника А.П.Берсенев

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Задачи эксплуатационных испытаний (приемо-сдаточных испытаний) определяет "Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта" , согласно которой при проведении испытаний после капитального ремонта должны быть выявлены и сопоставлены с требованиями нормативно-технической документации (НТД) и результатами испытаний после предыдущего ремонта значения показателей, перечисленных в табл.1 настоящих Методических указаний. Указанной Методикой определены как желательные и испытания перед ремонтом для уточнения объема предстоящего ремонта.

Таблица 1

Ведомость показателей технического состояния котельной установки

Показатель	Значение показателя
		после последнего капитального ремонта	после настоящего ремонта	до настоящего ремонта
1. Топливо, его характеристика
2. Количество работающих систем пылеприготовления*
3. Тонкость пыли ()*, %
4. Количество работающих горелок*
5. Избыток воздуха за пароперегревателем *
6. Паропроизводительность, приведенная к номинальным параметрам, т/ч
7. Температура перегретого пара, °С
8. Температура пара промперегрева, °С
9. Температура питательной воды, °С
10. Температура в контрольных точках пароводяного тракта в.д. и промежуточного перегревателя, °С
11. Максимальная разверка температуры стенок змеевиков поверхностей нагрева в характерных местах
12. Присосы холодного воздуха в топку
13. Присосы холодного воздуха в системы пылеприготовления
14. Присосы в конвективные газоходы котла
15. Присосы в газоходы от воздухоподогревателя до дымососов
16. Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов, кг/м
17. Степень открытия направляющих аппаратов дымососов, %
18. Степень открытия направляющих аппаратов вентиляторов, %
19. Температура уходящих газов, °С
20. Потери тепла с уходящими газами, %
21. Потери тепла с механической неполнотой сгорания, %
22. К.п.д. котла "брутто", %
23. Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт·ч/т топлива
24. Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт·ч/т пара

* Принимается по режимной карте.

Коэффициент полезного действия (%) котла определяется по обратному балансу по формуле

Где - потери тепла с уходящими газами, %;

Потери тепла с химической неполнотой сгорания, %;

Потери тепла в окружающую среду, %;

Потери тепла с физическим теплом шлака, %.

3.2. В связи с тем, что задачей настоящих Методических указаний является оценка качества ремонта, а сравнительные испытания проводятся примерно при тех же условиях, потери тепла с уходящими газами могут с достаточной точностью определяться по несколько упрощенной формуле (в сравнении с принятой в ):

Где - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

Температура уходящих газов, °С;

Температура холодного воздуха, °С;

Потери тепла с механической неполнотой сгорания, %;

Поправочный коэффициент, учитывающий тепло, внесенное в котел с подогретым воздухом и топливом;

Коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива, усредненные значения которых приведены в табл.3.

Таблица 3

Усредненные значения коэффициентов , и для подсчета потерь тепла


Антрациты, полуантрациты, тощие угли
Каменные угли
Бурые угли



Мазут, нефть
Природные газы
Попутные газы

Температура холодного воздуха (°C) измеряется на стороне всасывания дутьевого вентилятора до ввода регулирующего горячего воздуха.

Поправочный коэффициент определяется по формуле

Физическое тепло топлива имеет смысл учитывать лишь при использовании нагретого мазута. Рассчитывается эта величина в кДж/кг (ккал/кг) по формуле

Где - удельная теплоемкость мазута при температуре его поступления в топку, кДж/(кг·°С) [ккал/(кг·°С)];

Температура поступающего в котел мазута, нагретого вне его, °С;

Доля мазута по теплу в смеси топлив.

Удельный расход тепла на 1 кг топлива, внесенного в котел с воздухом (кДж/кг) [(ккал/кг)] при его предварительном подогреве в калориферах, рассчитывается по формуле

Где - избыток воздуха, поступающего в котел, в воздушном тракте перед воздухоподогревателем;

Повышение температуры воздуха в калориферах, °С;

Приведенная влажность топлива, (кг·%·10)/кДж [(кг·%·10)/ккал];

Физическая постоянная, равная 4,187 кДж (1 ккал);

Низшая теплота сгорания, кДж(ккал/кг).

Приведенная влажность твердого топлива и мазута рассчитывается на основе текущих средних данных на электростанции по формуле

Где - влажность топлива на рабочую массу, %.

При совместном сжигании топлива различных видов и марок, если коэффициенты , и для различных марок твердого топлива отличаются один от другого, приведенные значения этих коэффициентов в формуле (28) определяются по формуле

Где , ... - тепловые доли каждого из топлив в смеси;

Значения коэффициента (,) для каждого из топл

3.3. Потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива определяются по формулам:

для твердого топлива

для мазута

для природного газа

Коэффициент принимается равным 0,11 или 0,026 в зависимости от того, в каких единицах определяется - в ккал/м или кДж/м.

Значение определяется по формуле

При расчетах в кДж/м численные коэффициенты в этой формуле умножаются на коэффициент =4,187 кДж/ккал.

В формуле (37) , и - объемные содержания продуктов неполного сгорания топлив в процентах по отношению к сухим газам. Определяются эти величины с помощью хроматографов по предварительно отобранным пробам газа . Для практических целей, когда режим работы котла ведется при избытках воздуха, обеспечивающих минимальное значение , вполне достаточно в формулу (37) подставлять лишь значение . В этом случае можно обойтись более простыми газоанализаторами типа "Testo-Term"

3.4. В отличие от других потерь для определения потерь тепла с механической неполнотой сгорания требуется знание характеристик твердого топлива, используемого в конкретных опытах - его теплотворной способности и рабочей зольности . При сжигании каменных углей неопределенных поставщиков или марок полезно знать и выход летучих , так как эта величина может отразиться на степени выгорания топлива - содержании горючих в уносе и шлаке .

Расчеты проводятся по формулам:

Где и - доля золы топлива, выпадающей в холодную воронку и уносимой дымовыми газами;

Теплота сгорания 1 кг горючих, равная 7800 ккал/кг или 32660 кДж/кг.

Потери тепла с уносом и шлаком целесообразно рассчитывать отдельно, особенно при больших различиях в и . В последнем случае весьма актуально уточнение значения , поскольку рекомендации по этому вопросу весьма приближенны. На практике и зависят от крупности пыли и степени загрязнения топки шлаковыми отложениями. Для уточнения значения рекомендуется провести специальные испытания .

При сжигании твердого топлива в смеси с газом или мазутом значение (%) определяется выражением

Где - доля твердого топлива по теплу в общем расходе топлива.

При одновременном сжигании нескольких марок твердого топлива расчеты по формуле (39) ведутся по средневзвешенным значениям и .

3.5. Потери тепла в окружающую среду рассчитываются на основе рекомендаций . При проведении опытов на нагрузке меньшей, чем номинальная, пересчет производится по формуле

3.6. Потери тепла с физическим теплом шлака существенны лишь при жидком шлакоудалении. Определяются они по формуле

Где - энтальпия золы, кДж/кг (ккал/кг). Определяется по .

Температура золы при твердом шлакоудалении принимается равной 600 °С, при жидком - равной температуре нормального жидкого шлакоудаления или +100 °С, которые определяются по и .

3.7. При проведении опытов до и после ремонта необходимо стремиться к поддержанию одинакового максимального числа параметров (см. п.1.4 настоящих Методических указаний) с тем, чтобы свести к минимуму количество поправок, которые требуется вводить.

Относительно просто может быть определена лишь поправка к на температуру холодного воздуха , если температура на входе в воздухоподогреватель поддерживается на постоянном уровне. Сделать это можно на основе формулы (28), определив при разных значениях . Учет влияния отклонения других параметров требует экспериментальной проверки или машинного поверочного расчета котла.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ

4.1. Необходимость определения концентраций оксидов азота (), а также и диктуется актуальностью проблемы сокращения вредных выбросов электростанций, которой с годами уделяется все большее внимание . В этот раздел отсутствует.

4.2. Для анализа дымовых газов на содержание вредных выбросов применяются переносные газоанализаторы многих фирм. Наиболее распространены на электростанциях России электрохимические приборы германской фирмы "Testo". Фирма выпускает приборы разного класса. С помощью наиболее простого прибора "Testo 300M" можно определить содержание в сухих дымовых газах в % и объемных долях (ррm)* и и автоматически перевести объемные доли в мг/нм при =1,4. С помощью более сложного прибора "Testo-350" можно, помимо изложенного, определить температуру и скорость газа в месте ввода зонда, определить расчетным путем к.п.д. котла (если зонд введен в газоход за котлом), раздельно определить с помощью дополнительного блока ("Testo-339") содержание и , а также при использовании обогреваемых (длиной до 4 м) шлангов .

__________________

* 1 ррm=1/10 объема.

4.3. В топках котлов при горении топлива в основном (на 95-99%) образуется монооксид азота , а содержание более токсичного диоксида составляет 1-5%. В газоходах котла и далее в атмосфере происходит частичное неконтролируемое доокисление в . Поэтому условно при переводе объемной доли (ррm) в стандартное массовое значение (мг/нм) при =1,4 применяется переводной коэффициент 2,05 (а не 1,34, как для ). Этот же коэффициент принят и в приборах "Testo" при переводе значений из ррm в мг/н

4.4. Содержание оксидов азота принято определять в сухих газах, поэтому водяные пары, содержащиеся в дымовых газах, должны быть максимально сконденсированы и отведены. Для этого помимо конденсатоотводчика, которым оснащаются приборы "Testo", целесообразно при коротких линиях устанавливать перед прибором колбу Дрекслера для организации пробулькивания газа через воду.

4.5. Представительную пробу газа для определения , a также и можно отобрать лишь в сечении за дымососом, где газы перемешаны, в сечениях же, более близких к топке, можно получить искаженные результаты, связанные с отбором проб из шлейфа топочных газов, характеризующегося повышенным или пониженным содержанием , или . В то же время при детальном изучении причин повышенных значений полезно отбирать пробы из нескольких точек по ширине газохода. Это позволяет связать значения с организацией топочного режима, найти режимы, характеризующиеся меньшим разбросом значений и соответственно меньшим средним значени

4.6. Определение до и после ремонта, так же как и определение других показателей котла, следует проводить при номинальной нагрузке и в режимах, рекомендуемых режимной картой. Последняя, в свою очередь, должна быть ориентирована на применение технологических методов подавления оксидов азота - организацию ступенчатого сжигания, ввод газов рециркуляции в горелки или в воздуховоды перед горелками, разную подачу топлива и воздуха в разные ярусы горелок и др.

4.7. Проводя опыты по максимальному сокращению , что часто достигается снижением избытка воздуха в контрольном сечении (за пароперегревателем), следует избегать роста . Предельные значения для вновь проектируемых или реконструируемых котлов, согласно , составляют: для газа и мазута - 300 мг/нм, для пылеугольных котлов с твердым и жидким шлакоудалением - соответственно 400 и 300 мг/нм.

Пересчет и из ррm в мг/нм производится умножением на удельные массы 1,25 и 2,86

4.8. Для исключения ошибок при определении содержания в дымовых газах необходимо отбирать газы за дымососом и, кроме того, предотвратить конденсацию содержащихся в дымовых газах водяных паров, так как хорошо растворяется в воде с образованием . Для этого при высокой температуре уходящих газов, исключающей конденсацию водяного пара в газозаборной трубке и шланге, сделать их максимально короткими. В свою очередь при возможной конденсации влаги следует применять обогреваемые (до температуры 150 °С) шланги и приставку для осушения дымовых газов.

4.9. Отбор проб за дымососом сопряжен в течение достаточно длительного периода с минусовыми температурами окружающего воздуха, а приборы "Testo" рассчитаны для работы в области температур +4+50 °С, поэтому для измерений за дымососом в зимнее время требуется установить утепленные кабинки.

Для котлов, оснащенных мокрыми золоуловителями, определение за дымососом позволяет учесть частичное поглощение в скрубберах.

4.10. Для исключения систематических ошибок в определении и и сравнения их с обобщенными материалами целесообразно сопоставить экспериментальные данные с расчетными значениями. Последние могут быть определены по и .

4.11. Качество ремонта котельной установки среди прочих показателей характеризуют выбросы в атмосферу твердых частиц. При необходимости определения этих выбросов следует пользоваться и .

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА
И ДИАПАЗОНА ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ

5.1. При проведении эксплуатационных испытаний следует выявить возможный диапазон регулирования температуры пара с помощью пароохладителей и при недостатке этого диапазона определить необходимость вмешательства в топочный режим для обеспечения требуемого уровня перегрева, поскольку указанные параметры определяют техническое состояние котла, характеризуют качество ремонта.

5.2. Оценка уровня температуры пара ведется по значению условной температуры (температуры пара в случае отключения пароохладителей). Эта температура определяется по таблицам водяного пара исходя из условной энтальпии:

Где - энтальпия перегретого пара, ккал/кг;

Уменьшение энтальпии пара в пароохладителе, ккал/кг;

Коэффициент, учитывающий увеличение тепловосприятия перегревателя вследствие роста температурного напора при включении пароохладителя. Значение этого коэффициента зависит от размещения пароохладителя: чем ближе пароохладитель расположен к выходу из пароперегревателя, тем ближе к единице коэффициент. При установке поверхностного пароохладителя на насыщенном паре принимается равным 0,75-0,8.

При использовании для регулирования температуры пара поверхностного пароохладителя, в котором пар охлаждается за счет пропуска через него части питательной воды,

Где и - энтальпия питательной воды и воды на входе в экономайзер;

и - расход перегретого пара и непрерывной продувки, на значение которой расход питательной воды отличается от расхода пара.

При использовании впрыскивающих пароохладителей

Где - расход воды на впрыск (собственного конденсата или питательной воды);

Энтальпия конденсата, при отсутствии переохлаждения соответствующая энтальпии воды на кривой насыщения при давлении в барабане; при впрыске питательной воды замещается .

При отсутствии измерения расхода воды на впрыск последний может быть определен по формуле

Где и - энтальпия пара до и после пароохладителя.

В тех случаях, когда на котле имеется несколько впрысков, по формуле (46) определяется расход воды на последний впрыск по ходу пара. На предыдущий впрыск вместо в формуле (46) следует подставить (-) и соответствующие этому впрыску значения энтальпии пара и конденсата. Аналогично записывается формула (46) для случая, когда количество впрысков больше двух, т.е. подставляется (--) и т

5.3. Диапазон нагрузок котла, в пределах которых номинальная температура свежего пара обеспечивается устройствами, предназначенными для этой цели без вмешательства в режим работы топки, определяется экспериментально. Ограничение для барабанного котла при снижении нагрузки часто связано с неплотностью регулирующей арматуры, а при увеличении нагрузки может являться следствием пониженной температуры питательной воды из-за относительно меньшего расхода пара через пароперегреватель при неизменном расходе топлива. Для учета влияния температуры питательной воды следует воспользоваться графиком, аналогичным изображенному на рис.3, а для пересчета нагрузки на номинальную температуру питательной воды - на рис.4.

Рис. 3. Пример определения необходимого дополнительного понижения температуры перегретого пара в пароохладителях при понижении
температуры питательной воды и сохранении неизменного расхода пара

Примечание. График построен исходя из того, что при понижении температуры питательной воды, например с 230 до 150 °С, и неизменных паропроизводительности котла и расходе топлива энтальпия пара в пароперегревателе увеличивается (при =100 кгс/см) в 1,15 раза (со 165 до 190 ккал/кг), а температура пара с 510 до 550 °С

Рис. 4. Пример определения нагрузки котла, приведенной к номинальной температуре питательной воды 230 °С (при =170 °С и =600 т/ч =660 т/ч)

Примечание. График построен при следующих условиях:

545/545 °С; =140 кгс/см; = 28 кгс/см; =26 кгс/см; =320 °С; =0,8

5.4. При проведении сравнительных испытаний котла до и после ремонта так же экспериментально должен быть определен диапазон нагрузок, при котором выдерживается номинальная температура пара промперегрева. При этом имеется в виду использование проектных средств регулирования этой температуры - паропарового теплообменника, газовой рециркуляции, байпаса газов, помимо промпароперегревателя (котлы ТП-108, ТП-208 с расщепленным хвостом), впрыска. Оценку следует вести при включенных подогревателях высокого давления (проектной температуре питательной воды) и с учетом температуры пара на входе в промпароперегреватель, а для двухкорпусных котлов - при одинаковой загрузке обоих корпусов.

УДК 621.313.1.01.7.001.4(083.96)

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ГЕНЕРАТОРОВ НА НАГРЕВАНИЕ

РД 34.45.309-92

Разработано: Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)Исполнители: Л.Г. Володарский, Е.В. Гущин, О.И. Ибадов, Г.А. Остроумова, А.П. ЧистиковУ тверждено: Управлением научно-технического развития 29.01.92 г. Заместитель начальника К.М. Антипов Настоящие Методические указания устанавливают объем и порядок проведения испытаний на нагревание генераторов, находящихся в эксплуатации на электростанциях. Методические указания предназначены для работников электростанций и организаций, занимающихся испытанием генераторов на нагревание. С выходом настоящих Методических указаний отменяются ранее изданные "Методические указания по проведение испытаний на нагревание генераторов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

Общая часть

Испытания генераторов на нагревание должны производиться не позднее чем через 6 мес после ввода в эксплуатацию. В дальнейшем во время эксплуатации периодически (один раз в 10 лет) проводятся контрольные испытания на нагревание при одном-двух режимах, работы. Испытания на нагревание проводятся также после полной замены обмотки ротора или статора, или реконструкции системы охлаждения. Генераторы модностью до 12 МВт можно не испытывать. В первых семи разделах дани рекомендации по проведению эксплуатационных испытаний на нагревание, в целях получения характеристик нагревания генератора, выяснения их соответствия требованиям стандартов и техническим условиям поставки и определения допустимых в эксплуатации нагрузок. В отдельных случаях испытания могут проводиться в целях выяснения причин неполадок в системе охлаждения генератора. На основании результатов этих испытаний устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры (с округлением в большую сторону до 5 °С) обмоток статора, ротора, активной стали и охлаждающих сред на выходе из обмоток или сердечника статора при продолжительной работе генератора с номинальной нагрузкой при номинальных значениях коэффициента мощности, напряжения и параметров охлаждающих сред. Для турбогенераторов, на которых в соответствия с ГОСТ 533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной по сравнению с номинальной активной нагрузкой при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения, наибольшие допустимые в эксплуатации температуры следует определять при работе с номинальной и максимальной длительной нагрузкой. За наибольшие допустимые в эксплуатации температуры для таких машин должны приниматься максимальные из определенных для этих режимов. Если наибольшие температуры, полученные по результатам испытаний на нагревание, при работе генераторов при номинальной или длительной максимальной нагрузке окажутся выше предельно допустимых значений, приведенных в ГОСТ 533-85, ГОСТ 5616-81, технических условиях или указанных заводом-изготовителем в техническом описании и инструкции по эксплуатации, то мощность испытуемого генератора должна быть соответственно ограничена до значения, при котором нагрев не будет превышать максимально допустимого впредь до выяснения и устранения причин, вызвавших эти повышенные нагревы. Электростанция должна сообщить об ограничении мощности в Техуправление корпорации "Росэнерго" и заводу-изготовителю. Если наибольшие температуры, полученные по результатам испытаний на нагревание, ниже предельно допустимых значений, то это не может служить основанием для перемаркировки генератора на большую мощность. При необходимости перемаркировки генератора, когда повышение мощности желательно для выдачи "запертой" мощности турбины и не ограничивается мощностью трансформатора, должны быть проведены дополнительные специальные испытания по программе, составляемой применительно к каждому случаю. Перед этими испытаниями должны быть проведены соответствующие расчеты и оснастка генератора дополнительными средствами измерения температуры и других величин. Следует иметь ввиду, что даже после проведения соответствующих испытаний перемаркировка может быть произведена только с разрешения завода-изготовителя и Техуправления. В последних четырех разделах даны рекомендации по проведению испытаний на нагревание в режимах недовозбуждения, асинхронных, несимметричных и для определения возможности перемаркировки генераторов. Рекомендации разработаны применительно к генераторам, как с косвенным, так и с непосредственным охлаждением.

1. Условия для проведения эксплуатационных испытаний на нагревание

1.1. Испытания должны проводиться на генераторе, находящемся в исправном состоянии, при нормальной работе всех его основных частей и вспомогательных устройств. Особое внимание должно быть обращено на состояние системы охлаждения. Необходимо также проверить обмотку ротора на отсутствие в ней короткозамкнутых витков. Проверка производится как в неподвижном состоянии, так и при вращении ротора с различными скоростями, вплоть до номинальной (по ГОСТ 10169-77). У роторов, имеющих витковые замыкания, измерять температуру методом сопротивления нельзя, поскольку значение измеренного сопротивления отличается от действительного, поэтому испытания на нагревание таких машин должны производиться после устранения витковых замыканий. 1.2. Все приборы, которыми производятся измерения, должны быть проверены и иметь клейма органов Госпроверки. Запрещается использование приборов, не прошедших метрологическую поверку. 1.3. На турбогенераторах с водородным охлаждением, для которых разрешена работа на воздушном охлаждении, испытания проводятся как при водородном, так и при воздушном охлаждении. На турбогенераторах с водородным охлаждением, которые согласно своим табличным данным могут работать при различных давлениях водорода, ис-пытания должны проводиться для указанных значений давления водорода. Испытания при давлении водорода, превышавшем номинальное, в тех случаях, когда в паспорте генератора не указано максимальное давление, производятся по согласовании) с заводом-изготовителем. Испытаниям при повышенном давлении должна предшествовать опрессовка генератора совместно с газомасляной системой избыточным давлением воздуха на 0,05 МПа (0,5 кгс/cм 2), превышающим давление, при котором будут производиться испытания.

2. Объем эксплуатационных испытаний на нагревание

В объем испытаний входят: 2.1. Определение сопротивления обмотки ротора и заложенных термопреобразователей сопротивления в холодном состоянии. 2.2. Проведение четырех опытов на нагревание с нагрузками порядка 0,6; 0,75; 0,9 и 1,0Р н (активной мощности) при номинальном или близком к нему коэффициенте мощности. При этом напряжение машины не должно отличаться от номинального более чем на 5%. Допускается проводить испытания на нагревание при напряжении выше номинального более чем на 5% (по условиям работы электростанции). Однако, полная мощность генератора при этом не должна превышать установленной заводом-изготовителем. В соответствии с ГОСТ 11828-86 "Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний" возможно проведение испытания при трех-четырех различных нагрузках в пределах 0,6 номинальной мощности до максимально возможной по условиям работы электростанции (но не ниже 0,9 номинального тока), при которых интервалы между квадратами токов рабочей цепи обмоток были бы примерно одинаковыми для того, чтобы при необходимости обеспечить более точную экстраполяцию полученных зависимостей. Во время опытов должны измеряться: а) электрические величины, характеризующие работу генератора; б) температура обмотки и стали статора по заложенным термопреобразователям сопротивления; в) температура обмотки ротора методом сопротивления; г) температура входящего и выходящего охлаждающего газа, а для генераторов с жидкостным охлаждением также и температура входящей и выходящей жидкости; д) температура охлаждавшей воды на входе и выходе газоохладителей и теплообменников; е) расход воды через газоохладители, а для генераторов с жидкостным охлаждением расход жидкости через обмотки и сердечник и давление жидкости на входе и выходе из обмоток; ж) расход газа через генератор; з) давление и чистота водорода. Определение расхода воды через охладители является желательным во всех случаях и обязательным при испытании новых типов генераторов и новых типов охладителей, а также при повышенной против нормы температуре входящего газа и других неполадках в системе охлаждения. Определение расхода газа является обязательным в тех случаях, когда имеет место повышенный нагрев частей генератора и охлаждающего газа, неравномерность температуры или другие неполадки в системе охлаждения. 2.3. Определение регулировочной характеристики, номинального и наибольшего токов возбуждения при номинальных условиях и при отклонении напряжения и тока статора на 5% номинальных значений.

3. Проведение измерений и требования к измерительным приборам

3.1. Во время испытаний на нагревание и при определении регулировочной характеристики измеряются следующие электрические величины: а) активная и реактивная мощности; б) ток в обмотке статора (в трех фазах); в) напряжение обмотки статора (в трех фазах); г) ток возбуждения; д) напряжение на кольцах ротора; е) частота. Все указанные величины определяются как по станционным щитовым приборам, так и по контрольным приборам, установленным на время проведения испытаний. Допускается определение частоты тока по щитовым приборам. Измерительные приборы в соответствии с требованиями ГОСТ 11828-86 следует подбирать так, чтобы измеряемые значения находились в пределах 30-95% шкалы. Класс точности контрольных приборов должен быть не ниже 0,5, а для приборов, установленных в цепи возбуждения, не ниже 0,2. Контрольные приборы статора подключаются к станционным измерительным трансформаторам. Установка специальных измерительных трансформаторов не требуется. Необходимо лишь проверить, не перегружаются ли трансформаторы тока в результате включения дополнительных приборов, и в случае необходимости принять меры для их разгрузки на время проведения испытаний. Контрольный шунт, устанавливаемый в цепи обмотки ротора, должен быть класса точности не ниже 0,2. При отсутствии шунтов такого класса можно применять шунты класса 0,5, не снижая при этом требования к приборам, которые к ним подключаются. Допускается использование эксплуатационных шунтов класса не ниже 0,5. Коэффициент мощности определяют расчетом по показаниям контрольных приборов, установленных для измерения тока, активной мощности и напряжения статора. Возможно определение коэффициента мощности по отношению показаний двух ваттметров, установленных для измерения активной мощности в соответствии с . При этом необходимо следить за тем, чтобы измеряемые значения токов и напряжений были не ниже 30% номинальных токов и напряжений применяемых ваттметров. При проведении измерений более чем на одном приборе, отсчеты по всем приборам для каждого измерения рекомендуется производить одновременно. Это обязательно при измерении сопротивлений методом амперметра и вольтметра и мощности трехфазного тока - метопом двух ваттметров. 3.2. Перед испытаниями на нагревание должны быть измерены сопротивление обмотки ротора при постоянном токе в практически холодном состоянии (r х) и температура, при которой проводилось это измерение ( х) по ГОСТ 11828-86. Значение этого сопротивления является исходным для определения превышения температуры обмотки ротора во время испытаний на нагревание. За практически холодное состояние машины согласно ГОСТ 183-74 принимается такое, при котором температура любой части машины отличается от температуры окружающего воздуха не более чем на 3 °С. Температуру обмотки в холодном состоянии на вынутом роторе или на открытой машине измеряют несколькими (не менее четырех-пяти) термометрами расширения, устанавливаемыми на турбогенераторах под бандажами и вдоль бочки ротора, а на гидрогенераторах - на разных полюсах вдоль обмотки. Температура окружавшего воздуха определяется по ГОСТ 11828-86 как среднее арифметическое из показаний нескольких термометров, расположенных в разных точках вокруг генератора, на высоте, равной половине высоты генератора, и на расстоянии от 1 до 2 м от генератора. Если по условиям эксплуатации генератор не может быть открыт, допускается измерять r х на закрытом генераторе. При этом необходимо вести периодический контроль за остыванием генератора по всем установленным температурным индикаторам (термопреобразователям сопротивления или термопарам и термометрам расширения) и приступать к измерению r х только по достижении практически холодного состояния. Одновременно с измерением r х измеряется температура по всем установленным измерителям температуры. За температуру обмотки принимается средняя из всех полученных значений температур. Термометры расширения должны иметь цену деления не более 1 °С. У роторов с водяным охлаждением за температуру обмотки принимают среднее из значений температуры воды, входящей и выходящей из обмотки, при условии, что эти значения отличаются друг от друга не более чем на 1 °С, и температура входящей воды не изменяется более чем на 0,5 °С в течение 30 мин, предшествующих измерению сопротивления. Измерять r х следует методом вольтметра и амперметра. Измерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 0,2. Шунт при измерении методом амперметра-вольтметра должен быть класса точности не ниже 0,2. Как показывает практика испытаний, наиболее просто измерять сопротивление обмотки ротора, подавая питание от аккумуляторной батареи или специального источника постоянного тока, обеспечивающих устойчивый ток порядка 10 А, теми же приборами, которые будут использованы при измерениях в нагрузочных режимах. Питание подводится к обмотке ротора с помощью специальных зажимов или бандажей из алюминиевых или медных шинок, надеваемых на кольца ротора. Вольтметр должен подсоединяться отдельными концами непосредственно к кольцам. Подсоединение производят обычно при помощи щупов и только на время отсчетов по приборам.

Методические указания 2И0940 Методические указания по проведению обследований и испытаний напорных металлических трубопроводов

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ОБСЛЕДОВАНИЙ И ИСПЫТАНИЙ
НАПОРНЫХ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

2И0940

МОСКВА 1996

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие «Методические указания но проведению обследований и испытаний металлических трубопроводов» (в дальнейшем - «Методические указания») составлены в СПКТБ «МОСГИДРОСТАЛЬ» и содержат основные положения, состав и порядок проведения работ при обследованиях и испытаниях свободнолежащих незаделанных напорных трубопроводов, а также критерии оценки их технического состояния.

Составлены «Методические указания» с учетом требований действующей нормативной документации / … /.

1.2. «Методические указания» распространяются на визуальные и инструментальные обследования, статические и динамические испытания стальных напорных трубопроводов диаметром более 1 м ГЭС, ГАЭС, ГРЭС и насосных станций.

1.3. Обследования и испытания напорных трубопроводов проводятся с целью предупреждения отказов в работе и обеспечения безопасной и надежной эксплуатации конструкций.

Визуальные обследования могут проводиться как самостоятельно, так и в качестве предварительного этапа перед проведением инструментальных обследований и испытаний.

Испытания трубопроводов должны проводиться только после предварительных визуального и инструментального обследования конструкции.

1.4. Инструментальные обследования и испытания трубопроводов должны проводиться специализированными подразделениями АООТ «Трест Гидромонтаж» либо другими специализированными организациями, имеющими соответствующий опыт проведения этих работ и необходимое оборудование, с привлечением при необходимости специалистов по грунтам, бетону, геодезистов и т.д.

В, случае, если визуальные обследования выполняются как самостоятельный вид работ, то они могут проводиться комиссиями, состоящими в квалифицированных специалистов службы эксплуатации сооружения и проектировщиков оборудования.

1.5. Обследования и испытания могут быть:

1) приемочные (предпусковые);

2) регламентные;

3) специальные.

Приемочные обследования и испытания трубопроводов должны проводиться после окончания их монтажа перед перед началом эксплуатации. Если предполагается временная схема эксплуатации трубопровода, то перед началом постоянной эксплуатации возможно проведение повторных обследований и испытаний.

Состав и порядок проведения приемочных обследований и испытаний должны определяться в соответствии c РД 34 02.28-90 / / и в настоящем документе не рассматриваются.

Регламентные обследования и испытания должны проводиться в пределах следующих сроков: визуальные - один раз в 3 … 5 лет; инструментальные - впервые через 15 … 25 лет после начала постоянной эксплуатации и один раз в 10 … 15 лет; испытания - один раз в 25 … 30 лет.

Периодичность проведения регламентных обследований и испытаний должна назначаться отдельно для каждого конкретного трубопровода в зависимости от класса капитальности сооружения. Конструктивных особенностей, действующего напора, расхода, условий эксплуатации и т.д.

Специальные обследования и испытания трубопроводов должны проводиться каждый раз после имевших место аварий, отказов, многочисленных повреждений и при обнаружении вибраций трубопровода, а также после модернизации или замены гидроагрегатов.

Кроме того, специальные обследования и испытания должны проводиться для решения вопроса о реконструкции или замене трубопровода.

1.6. Обследования и испытания должны проводиться по заранее разработанным и утвержденным программам.

В программах должны быть отражены цель, основные задачи и состав работ, методы и средства их выполнения, включая степень подробности осмотра конструкций и объем контрольных измерений, разработку схем и порядка загружений, режимы работы агрегатов, места установки измерительных приборов, состав и объемы подготовительных работ, разработку мер безопасности.

1.7. Непосредственно перед началом работ программа должна уточняться и согласовываться с Заказчиком и службой эксплуатации в зависимости от конкретных условий и особенностей проведения работ на объекте.

В случае выявления в процессе обследования или испытаний опасных параметров или режимов работы оборудования, или опасных повреждений (например, усиленных вибраций трубопровода или значительного коррозионного износа металла и т.п.), об этом должна быть проинформирована служба эксплуатации, а программа работ - должным образом подкорректирована или переработана.

1.8. Обследования и испытания трубопроводов должны проводиться при погодных условиях, обеспечивающих возможность осмотров конструкции, надежность показаний измерительной аппаратуры, безопасное проведение работ (преимущественно в сухое и теплое время года).

1.9. Работы по обследованию и испытаниям напорных трубопроводов должны выполняться с соблюдением общих правил охраны труда и техники безопасности в соответствии со СНиП III-4-80 / / и местными инструкциями по технике безопасности.

1.10. Перед проведением обследований и испытаний трубопроводы должны быть заранее подготовлены службой эксплуатации к проведению работ: конструкции должны быть очищены от грязи и пыли; зоны коррозии должны быть зачищены; сварные швы должны быть очищены от краски и остаточного шлака; внутренняя поверхность должна быть очищена от отложений наносов. От грязи должны быть очищены все опоры и компенсаторы, опорные кольца.

2. ВИЗУАЛЬНЫЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1. Общие требования

2.1.1. Визуальные обследования проводятся с целью определения общего технического состояния трубопровода и его отдельных элементов, выявления возможных дефектов и повреждений, уточнения объёмов ремонта, а также обоснования необходимости проведения инструментальных обследований и (или) испытаний.

2.1.2. Впервые визуальные обследования должны проводиться после завершения монтажа трубопровода перед началом его эксплуатации и далее через каждые 3 … 5 лет, а также - до и после проведения капитальных ремонтов.

2.1.3. В ходе визуального обследования необходимо ознакомиться с технической и проектной документацией, произвести осмотр конструкции трубопровода и составить «Акт» и (или) «Заключение» о состоянии трубопровода по результатам проведенного обследования.

2.2. Ознакомление с технической документацией.

2.2.1. Перед проведением работ необходимо ознакомиться с технической документацией, включающей:

1) рабочие чертежи конструкции с расчетами;

2) исполнительные схемы;

3) сертификаты на примененные материалы;

4) акты или журналы производства ремонтных работ и осмотров;

5) данные о режимах работы агрегатов;

6) отчеты и акты ранее, проведенных обследований и испытаний;

7) данные геодезических наблюдений за трассой трубопровода, смещениями и осадками опор.

2.2.2. При ознакомлении с технической документацией устанавливаются:

Соответствие конструкции проекту и нормативным документам;

Отступления от проекта, имевшие место в процессе изготовления и монтажа, их причины, наличие согласования отступлений от проекта с проектной организацией и заказчиком;

Примененные материалы и соответствие физических, химических и механических характеристик материалов требованиям проекта;

Исполнительные размеры конструкции и ее элементов;

Сведения о имевших место повреждениях, проведенных ремонтных работах, проведенных ранее обследованиях и испытаниях;

Особенности работы гидроагрегатов и длительность работы трубопроводов на разных режимах.

2.3. Осмотр конструкций трубопровода

2.3.1. Осмотр конструкций трубопровода проводится с целью общей оценки его состояния и выявления опасных дефектов и повреждений: трещин, деформаций, повышенного коррозионного и абразивного износа, кавитации, недопустимой фильтрации, провисания промежуточных опор и т.п.

Осмотру подлежат: оболочка трубопровода, ребра жесткости, опорные кольца, опорные устройства, уплотняющие устройства лазов, компенсаторы, приборы защиты, устройства срыва вакуума и выпуска воздуха, прочая арматура.

Кроме того, оценивается качество защитного противокоррозионного покрытия как наружной, так и внутренней поверхностей; состояние сварных швов, резьбовых соединений, заклепок, бетонных, деревянных, резиновых и других элементов конструкции; эффективность водоотвода.

2.3.2. Места, в которых предполагается наличие трещин, а также дефекты и трещины в сварных швах, должны осматриваться с помощью лупы с 6 … 10-ти кратным увеличением. Геометрические измерения поврежденных участков должны производиться с помощью металлической линейки.

2.3.3. Все обнаруженные дефекты и повреждения должны быть зафиксированы и подробно описаны в Ведомости дефектов и повреждений (см. Приложение ) о указанием места их расположения, даты обнаружения и возможных причин их появления. Наиболее серьезные дефекты, кроме того, должны быть зарисованы и сфотографированы.

2.3.4. Оболочка трубопровода.

При осмотре оболочки трубопроводов следует выявлять следующие повреждения и дефекты:

1) трещины в основном металле;

2) трещины в сварных швах и околошовной зоне, а также другие дефекты сварочного и иного происхождения (отсутствие подварки корня, плохое оформление, неполный провар, раковины и скопления поверхностных пор и т.п.);

3) местные механические повреждения, погнутости и вмятины;

4) признаки расслоения основного металла;

5) местные коррозионные, абразивные и кавитационные повреждения основного металла и сварных швов;

6) нарушение противокоррозионного покрытия.

Осмотру подлежит вся наружная и по возможности внутренняя поверхность оболочки трубопроводов и все сварные швы,

В случае наличия слоя трудноудаляемых наносов и отложений допускается производить осмотр состояния внутренней поверхности трубопровода на 3 … 5 зачищенных участках.

При хорошо сохранившемся противокоррозионном покрытии признаком трещины, появившейся после его нанесения, является разрыв пленка покрытия и его шелушение. При поврежденном покрытии признаком появления трещины служит наличие выступивших на поверхность металла продуктов коррозии в виде линий коричневого или темно-серого цвета.

При проведении осмотра оболочки необходимо обращать внимание на участки, где имеет место наибольшая вероятность появления трещин во время эксплуатации:

1) деформированные выпуклые или вогнутые участки;

2) места пересечения сварных швов и участки с большим количеством сварных швов при небольших расстояниях между ними (например, пересечение стыковых швов со швами, прикрепляющими ребра жесткости, опорные кольца и т.п.);

3) зоны наибольших расчетных напряжений;

4) участки с концентраторами напряжений - конструктивными (резкие переходы сечения, швы без подварки корня, наличие сварных накладок и т.п.) и технологическими (подрезы, кратеры швов, отсутствие плавного перехода от металла шва к основному металлу, уступы в сварных швах и т.п.);

5) участки поврежденные очаговой коррозией, а также кавитацией и абразивным износом (внутренняя поверхность);

6) места скопления влаги на наружной поверхности.

Особое внимание следует уделять дефектации корродированных сварных швов; износ стыковых швов признается недопустимым, при заглублении шва ниже поверхности сваренных листов.

При выявлении повреждении коррозионного, абразивного или кавитационного характера необходимо определить причины их появления и разработать рекомендации по предотвращению дальнейшего развития (например, восстановление или разработка новой системы противокоррозионной защиты, нанесение износостойких покрытий, зачистка кавитирующих выступов и т.п.).

Внутренняя поверхность оболочки трубопровода во время эксплуатации может, покрываешься слоем отложений, которые, с одной стороны, уменьшают интенсивность абразивного износа, а с другой, уменьшают пропускную способность из-за увеличения шероховатости и уменьшения сечения. Допускаемая толщина отложений должна определяться в каждом конкретном случае на основании результатов специальных гидравлических и технике-экономического расчетов.

2.3.5. Ребра жесткости.

При осмотре ребер жесткости необходимо обращать внимание на возможность возникновения следующих повреждений:

1) трещины и разрывы стыковых сварных швов;

2) трещины в кольцевых швах прикрепления ребер жесткости к оболочке;

3) деформации и погнутости;

4) повреждения противокоррозионного покрытия.

Осмотру подлежат все ребра жесткости.

2.3.6. Промежуточные опоры.

При осмотре промежуточных опор необходимо произвести тщательный осмотр опорного кольца, опорных плит, опорных устройств и фундамента с целью выявления следующих возможных повреждений:

1) трещины и разрывы в стыковых сварных швах опорного кольца;

2) трещины в кольцевых швах прикрепления опорного кольца к оболочке;

3) коррозионный износ металла;

4) смятие контактных поверхностей опорных плит и катков, выкрашивание и разрушение вкладышей;

5) разбалчивание резьбовых соединений;

6) разрушение бетона фундамента.

При этом необходимо обращать внимание на состояние противокоррозионного покрытия и коррозионный износ в местах скопления атмосферной влаги между стенками, поясами, диафрагмами и ребрами опорных колец; на наличие защитных кожухов опорный устройств; на состояние противоугонных зубьев и планок, боковых упоров; на наличие грязи и отложений в опорных устройствах.

Особое внимание необходимо обращать на выявление зазоров между соприкасающимися опорными плитами, катками и анкерными подушками и взаимное смещение этих элементов друг относительно друга.

Осмотру подлежат все промежуточные опоры. Перед проведением осмотра защитные кожухи опорных устройств должны быть предварительно демонтированы.

Осмотр промежуточных опор должен производиться при наполненном и при опорожненном трубопроводе.

2.3.6. Анкерные опоры.

При осмотре закрытой анкерной опоры необходимо обращать внимание на состояние и возможные повреждения оболочки трубопровода и бетона в начальном и конечном сечениях опоры.

Для открытой анкерной опоры важно произвести подробный осмотр опорного кольца, анкеров и бетона опоры.

Также при осмотре анкерных опор необходимо обращать внимание на возможный подмыв их фундамента и его просадки.

Осмотру подлежат все анкерные опоры; осмотр может производится при наполненном и при опорожненном трубопроводе.

2.3.7. Компенсаторы.

При осмотре компенсаторов выявляются:

1) наличие и интенсивность протечек (обильная течь или капель);

2) перекосы нажимного кольца;

3) ослабление крепежа и повреждения стяжных болтов;

4) возможность дополнительной затяжки сальниковой набивки;

5) наличие трещин в сварных швах фланцев, нажимных колец, патрубков и раструбов;

6) наличие коррозионных повреждений (снаружи и внутри конденсатора), а также кавитационных и абразивных повреждений (внутри компенсатора);

7) наличие и равномерность зазоров по периметру между оболочками соседних звеньев;

8) повреждения уплотняющих элементов.

Осмотр компенсаторов снаружи должен производиться при наполненном трубопроводе; осмотр его отдельных элементов (нажимных колец, уплотнений и т.п.) - при опорожненном одновременно с проведением ремонтных работ,

2.3.8. Смотровые лазы.

При осмотре смотровых лазов необходимо выявлять:

1) трещины в сварном шве соединения горловины лаза с оболочкой;

2) протечки по уплотнительному контуру;

3) ослабление крепежа и резьбовых соединений;

4) повреждения уплотняющих элементов;

5) коррозионные и иные повреждения.

Осмотр лазов снаружи должен производиться при наполненном трубопроводе.

2.3.9. Устройства впуска и выпуска воздуха.

К устройствам впуска и выпуска воздуха относятся воздушные клапаны и трубы самых разнообразных конструкций. Обследование этих устройств сводится в основном к их внешнему осмотру и проверке работоспособности при опорожнении трубопровода.

2.4. Оформление результатов

По результатам визуального осмотра должны быть составлены соответствующие «Акт» (см. Приложение ) или «Заключение».

В этих документах должны быть отражены следующие вопросы:

1) соответствие конструкции исполнительной рабочей документации;

2) общее состояние трубопровода и его отдельных элементов;

3) выявленные дефекты и повреждения, их месторасположение и описание;

4) выводы о работоспособности конструкции;

5) объем необходимого ремонта;

6) сроки проведения и предполагаемый объем следующего обследования;

7) выводы о необходимости проведения специальных инструментального обследования и (или) испытаний.

Все результаты визуального обследования трубопровода должны быть занесены в «Журнал наблюдений» с указанием даты проведения обследования, места обнаруженного дефекта или повреждения, их общего описания и рекомендаций по ремонту. В дальнейшем после проведения ремонта в «Журнал» должны быть занесены дата проведения ремонтных работ, их объём и порядок проведения.

3. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ

3.1. Цели, состав и порядок проведения

3.1.1. Инструментальные обследования проводятся в целях:

1) оценки работоспособности конструкции трубопровода и его отдельных элементов;

2) определения необходимости и уточнения объемов капитального ремонта;

3) оценки качества выполненного ремонта;

4) определения возможности дальнейшей эксплуатации трубопровода и остаточного срока его службы;

5) определения необходимости проведения натурных испытаний.

3.1.2. Инструментальные обследования должны производиться только после предварительного визуального обследования.

3.1.3. Инструментальные обследования могут быть:

1) приемочные;

2) регламентные;

3) специальные.

Приемочные обследования проводятся после монтажа трубопровода.

Состав и порядок проведения приемочных обследований должен определяться в соответствии с РД 34.02.028-90 / / и здесь не рассматриваются,

Регламентные инструментальные обследования должны проводиться через 15 … 25 лет после начала постоянной эксплуатации трубопровода. Необходимость и сроки проведения регламентных обследований в указанных пределах должны определяться по результатам визуального обследования.

Специальные обследования должны проводиться каждый раз после имевших место аварий и отказов, а также после проведения капитальных ремонтов.

1) измерение толщин металла.основных элементов трубопровода;

2) определение качества и эффективности системы противокоррозионной защиты:

3) проверка качества сварных швов;

4) проверка качества металла;

5) исследование химического состава и агрессивности воды (или другой рабочей среды);

6) контроль геометрических размеров трубопровода и его элементов;

7) контроль высотно-планового положения трубопровода.

Последние вид обследований - геодезические наблюдения, должны быть организованы службой эксплуатации и проводиться значительно чаще других видов инструментальных обследований: 1 раз в 2 … 5 лет (в зависимости от класса капитальности сооружения, конструкции трубопровода, вида грунта основания и т.п.).

Конкретный состав работ при проведении инструментальных обследований должен определяться в зависимости от поставленных задач (определение работоспособности конструкции или определение причин отказа и т.п.) и результатов визуального обследования.

3.1.5. Результаты инструментальных обследований должны оформляться либо «Актом» - в случае, если проводился только один из перечисленных в п. , видов обследований, либо «Отчетом» - если проводились комплексные обследования.

В «Акте» должны быть отражены:

1) цели проведения обследований;

2) методы проведения, использованные оборудование и аппаратура;

3) результаты обследования, выявленные дефекты и повреждения;

5) выводы о необходимости проведения расчетов, других видов обследований, испытаний;

6) выводы о техническом состоянии и работоспособности конструкции трубопровода и его отдельных элементов соответственно виду проведенного обследования.

К «Акту» должна прилагаться «Ведомость дефектов и повреждений», в которую должны быть занесены выявленные дефекты и повреждения с указанием места расположения, необходимыми эскизами и классификацией:

1) неустраняемые, требующие замены узлов или элементов их проведения капитального ремонта;

2) устраняемые, допускающие эксплуатацию трубопровода после выполнения ремонтных работ;

3) не влияющие на работоспособность, оставляемые без исправления.

В «Отчете» должны быть отражены все положения «Акта», а также:

1) проведены все необходимые расчеты;

2) сделаны выводы об общем техническом состоянии и работоспособности конструкции трубопровода и его отдельных элементов;

3) сделан анализ результатов проведенных ранее обследований и сравнение их с последними данными с целью оценки развития дефектов и повреждений во времени;

4) в зависимости от результатов обследования должно быть составлено Заключение о надежности и остаточном сроке службы конструкции или о необходимости проведения в этих же целях специальных испытаний;

5) определены предполагаемый состав и сроки проведения следующих обследований.

3.2. Измерение толщин металла конструкции

3.2.1. Измерение фактических толщин металла необходимо для проведения поверочных прочностных расчетов с целью оценки работоспособности и прогнозирования срока службы конструкции.

3.2.2. Измерение толщин металла должно включаться в состав регламентных или специальных обследований и производиться при повреждении противокоррозионного покрытия с явными признаками коррозии металла под ним, при абразивном или кавитационном износе металла или при отсутствии в проектной и исполнительной документации данных о толщинах металла. При отсутствии признаков коррозионного, абразивного или кавитационного износа металла измерение толщин не требуется.

Особое внимание следует уделять местам, подверженным коррозионному или кавитационному износу. Под воздействием коррозии и кавитации происходит увеличение уровня концентрации напряжений и, как следствие, снижение ударной вязкости металла и повышение критических температур хрупкости: для углеродистых сталей - примерно на 15 °С; для низколегированных (09Г2, 09Г2С) - на 20° … 25 °C / /.

3.2.2. Измерение толщин металла необходимо производить для основных несущих элементов трубопровода: оболочки, опорных колец, опорных плит, колец жесткости.

Измерение толщин оболочки трубопровода необходимо производить в 1 … 3 сечениях между промежуточными опорами либо, через каждые 20 … 30 м; в каждом сечении измерения необходимо производить в 2 … 6 точках по окружности трубопровода, а также дополнительно в местах с явными признаками разрушения покрытия и коррозии.

3.2.4. Измерение толщин следует производить неразрушающими методами, например, с помощью ультразвукового толщиномера УТ-93П, позволяющего измерять толщины с погрешностью не более ±0,1 мм.

Перед измерениями толщины металла места замеров должны быть тщательно очищены стальными щетками, скребками пли шаберами до металлического блеска. Замеры следует производить по наибольшей глубине каверн, по возможности, с гладкой стороны контролируемого элемента.

В качестве контактной среды при контроле гладких и равномерно корродированных поверхностей рекомендуется использовать масло индустриальное И-30А или глицерин, а при наличии неравномерной и язвенной коррозии - солидол жировой УС-1, смазку ЦИАТИМ-201 и пасту ПСШВ-4 / /.

Размеры обработанных площадок для измерений должны быть на 20 % … 30 % больше площади контактной поверхности искателя толщиномера.

Глубину каверн можно измерять глубиномерами индикаторного типа или штангенциркулем.

После окончания работ необходимо восстановление противокоррозионного покрытия в точках замеров.

3.2.5. Результаты измерения должны записываться в табличной форме с указанием даты проведения, мест замеров, номинальной и фактической толщин исследуемых элементов.

3.2.6. Расчетное минимальное значение толщины металла, по результатам измерений определяется по формуле:

δ р = δ ср - K ×σ - n,

где δ ср - среднеарифметическое значение толщины оболочки по результатам измерений;

σ - среднеквадратичное отклонение;

K - расчетный коэффициент вероятности; при нормальном законе распределения измеряемых величин и расчетной вероятности р = 90 % - K = 1,5;

n - приведенное значение уменьшения толщины металла за счет язвенной коррозии.

При числе точек замеров толщины металла однотипных элементов трубопровода одинаковой толщины - 1 ≥ 15

где δ mах и δ min - наибольшая и наименьшая из замеренные толщин

где а, в - размеры контрольной площадки;

d j , h j - диаметр и глубина j -той каверны;

j - количество каверн на контрольной площадке.

3.2.6. Если по результатам измерений износ металла составляет не более 5 % первоначальной толщины, то проведение поверочных прочностных расчетов не требуется; 5 % … 10 % - необходимость поверочных расчетов должна определяться в зависимости от общего состояния трубопровода, уровня расчетных напряжений, представительности данных замеров и т.д.; более 10 % - проведение расчетов необходимо.

2.2.7. Стойкость металлоконструкции к коррозионному разрушению оценивается в баллах в зависимости от скорости коррозии / / (см. табл. ).

При скорости коррозии более 0,5 мм в год необходимо проведение специальных обследований, включающих исследования химического состава и агрессивности воды, химического состава металла, состояния защитного покрытия и разработку специальных мероприятий по противокоррозионной защите.

ОЦЕНКА КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ

Оценка, баллы	Скорость коррозии мм/год	Группа стойкости
	менее 0,001	Совершенно стойкие
	0,001 … 0,005 вкл.	Весьма стойкие
	0,005 … 0,01 вкл.	Весьма стойкие
	0,01 … 0,05 вкл.	Стойкие
	0,05 … 0,1 вкл.	Стойкие
	0,1 ... 0,5 вкл.	Пониженно стойкие
	0,5 ... 1,0 вкл.	Пониженно стойкие
	1,0 ... 5,0 вкл.	Малостойкие
	5,0 ... 10,0 вкл.	Малостойкие
	Свыше 10,0	Нестойкие

3.3. Оценка состояния и эффективности противокоррозионной защиты.

3.3.1. Противокоррозионная защита металлоконструкций трубопровода может быть выполнена либо по традиционной схеме с использованием различных лакокрасочных материалов, либо комбинированной внутренняя поверхность защищается электрохимическим способом с использованием протекторов, наружная - традиционным (лакокрасочными материалами).

3.3.2. Оценка состояния и эффективности противокоррозионной защиты должна производиться при всех видах инструментальных обследований: пусковых, регламентных и специальных.

3.3.3. При обследовании противокоррозионного лакокрасочного покрытия металлоконструкций трубопровода должно проверяться его состояние, величина износа и адгезионные свойства.

Состояние покрытия определяется визуальным осмотром: на поверхности не допускается наличие трещин, царапин, выбоин, отслаивания пленки и других подобных дефектов.

Величина износа покрытия определяется путем замера его фактической толщины С помощью толщиномеров. Толщина защитного покрытия внутренней соприкасающейся с водой поверхности оболочки должна быть не менее 120 мкм; наружных поверхностей, находящихся в воздухе, - не менее 80 мкм.

Адгезию или прочность сцепления покрытия с поверхностью металла оценивают методом решетчатых надрезов по ГОСТ 15140-78 / /.

Для определения адгезии покрытия лезвием или скальпелем делаются надрезы в виде решетки: не менее пяти параллельных надрезов на расстоянии 2 мм друг от друга и не менее пяти параллельных надрезов на таком же расстоянии в поперечном направлении (при толщине покрытия менее 60 Мкм решетка наносится с шагом 1 мм).

Поверхность покрытия после нанесения решетки очищают кистью от отслоившихся кусочков пленки; оценивают адгезию покрытия по четырехбальной шкале (табл. ).

Покрытие, соответствующее 3 и 4 баллам, считается непригодным для дальнейшей эксплуатации. В этом случае должны быть определены причины плохого сцепления покрытия с поверхностью металла, проведены работы по подбору новой системы покрытия, разработана технология подготовки поверхности и нанесения покрытия.

ОЦЕНКА И ХАРАКТЕРИСТИКА АДГЕЗИИ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ

Оценка, балл	Описание поверхности лакокрасочного покрытия после нанесения надрезов в виде решетки
	Края надрезов гладкие, нет отслоившихся кусочков покрытия.
	Незначительное отслаивание покрытия в виде точек вдоль линии надрезов или в местах их пересечения (до 5 % поверхности с каждой решетки).
	Отслаивание покрытия вдоль линии надрезов или полос (до 35 % поверхности с каждой решетки).
	Полное или частичное отслаивание покрытия полосами или квадратами вдоль линии надрезов (более 35% поверхности с каждой решетки).

3.3.4. Контроль работы противокоррозионной протекторной защиты должен производиться с помощью переносного медносульфатного электрода сравнения, представляющего собой датчик для контроля потенциала защищаемой поверхности и силы тока в цепи «протектор - защищаемая поверхность».

При намерении потенциала электрод сравнения должен подсоединяться к милливольтметру с входным сопротивлением не менее 1 мОм. Минимальное значение защитного потенциала должно быть в пределах - минус 0,75 В … минус 0,85 В.

После первого заполнения трубопровода, оборудованного системой протекторной защиты, необходимо проверить распределение тока по поверхности и уточнить расположение протекторов.

В дальнейшем контроль защитного потенциала необходимо производить 1 раз в 5 лет.

При осмотре протекторов проверяется степень их износа, надежность крепления и металлического контакта с защищаемой поверхностью, состояние лакокрасочных покрытий. Замена протекторов должна производиться при их износе более чем на 75 % от первоначальной массы.

3.4. Проверка качества сварных швов

3.4.1. Проверка качества, сварных швов выполняется с целью выявления внутренних и поверхностных дефектов: трещин, непроваров, неоплатностей и газовых пор, шлаковых включений, несплавлений металла и т.п.

3.4.2. Проверка качества сварных швов должна обязательно выполняться при пусковых инструментальных обследованиях и по мере необходимости в зависимости от результатов визуальных обследований при регламентных и специальных обследованиях.

3.4.3. При пусковых обследованиях проверка качества сварных швов должна производиться физическими методами неразрушающего контроля в соответствии с РД 34.02.028-90 / / и СНиП III-18-75 / /: ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями (рентгенографическим или гаммаграфическим) участков швов с признаками дефектов.

Работы должны выполняться специализированными организациями.

3.4.4. При регламентных обследованиях должен производиться выборочный контроль сварных швов в объёме контроля одного участка шва длиной не менее 240 мм на каждые 50 м швов, а также на участках, где по результатам визуального обследования предполагается наличие дефектов швов.

3.4.5. При специальных обследованиях может производиться либо выборочной контроль швов, например, после ремонта выявленных дефектных участков швов, либо контроль 100 % швов - при принятии решения о реконструкции трубопровода или определении остаточного срока его службы, а также после аварии, связанной с разрывом оболочки.

Ударную вязкость следует определять на стандартных образцах с надрезом по ГОСТ 9454-78 / /.

На растяжение должен испытываться 1 образец, на ударную вязкость - не менее 3 образцов.

Ориентировочное определение механических характеристик можно выполнить без вырезки образцов по твердости металла с помощью прибора Польди. По твердости металла можно установить предел прочности, предел текучести и содержание углерода.

3.6.4. Контроль металла должен проводиться для выявления трещин, свищей, а также внутренних дефектов - расслоя металла (признаком внутреннего расслоя может быть местное вздутие металла).

Контроль дефектных участков должен выполняться ультразвуковой дефектоскопией.

3.7. Исследование химического состава и агрессивности воды

Исследования химического состава и агрессивности воды должны производиться при. периодически повторяющемся быстром (в течение, 2 … 3 лет) разрушении защитного противокоррозионного покрытия или при низкой коррозионной стойкости металла (5 баллов и выше, см. табл. ).

Цель данных исследований - подбор наиболее эффективной системы противокоррозионной защиты металлоконструкций трубопровода.

3.8. Контроль геометрических размеров трубопровода

Контроль геометрических размеров основных элементов трубопровода выполняется с целью проверки их соответствия исполнительной рабочей документации и должен производиться при специальных обследованиях и при обследованиях перед натурными испытаниями.

Контрольные измерения выполняются в сечениях с явными отклонениями геометрических размеров от проектных, а также в створах установки контрольно-измерительной аппаратуры для испытаний.

При контрольных измерениях проверяется овальность оболочки трубопровода (измеряются внутренние диаметры); расстояния между анкерными и промежуточными опорами, между кольцами жесткости; геометрические размеры элементов опорных колец и ребер жесткости.

3.9. Контроль высотного и планового положения трубопровода

3.9.1. Контроль высотного и планового положения трубопровода должен производиться при специальных обследованиях, а также в случае слабых грунтов основания, когда имеют место просадки и подвижки опор. Кроме того, службой эксплуатации должен быть организован и регулярно проводиться текущий контроль высотно-планового положения трубопровода.

Контроль должен осуществляется методами инженерной геодезии.

Для контроля за высотным и плановым смещением опор трубопровода на всех фундаментах промежуточных опор и анкерных опорах должны быть заложены геодезические знаки - марки и реперы. Обычно не промежуточных опорах закладывается по два репера - по обе сторона от трубопровода, а на анкерных опорах - по четыре репера. Данная схема установки реперов позволяет фиксировать осадку и поперечный перекос промежуточных и анкерных опор, а также продольный перекос анкерных опор.

Все геодезические знаки на трубопроводе должны иметь привязки к базисным маркам и реперам, установленным в некотором отдалении от сооружения на грунтах, де подверженных осадкам.

3.9.2. В случае отсутствия базисных марок рекомендуется в качестве привязок установить опорные точки и определить их отметки сомкнутым ходом - для внешних по отношению к трубопроводам точек, и диагональным - для внутренних.

3.9.3. Допустимая невязка ходов (теоретическая равна нулю) определяется по формуле / /:

где L - длина хода в километрах.

Отметки опорных точек определяются с учетом поправки в зависимости от полученной невязки и расстояний между ними.

3.9.4. Опорные точки, закрепленные на местности в грунте, не подверженном осадкам, в дальнейшем могут служить базисными марками, высотное положение которых следует контролировать 1 раз в 10 ... 15 лет.

3.10. Обследование промежуточных опор

3.10.1. Инструментальное обследование промежуточных опор должно проводиться при приемочных доследованиях (в соответствии с требованиями РД 34.02.028-90 / /). регламентных и специальных обследованиях.

3.10.2. Обследование промежуточных опор выполняется о целью выявления и измерения зазоров в опорных узлах и смещения опорных катков и подушек. Наличие зазоров в промежуточных опорах указывает на возможность перегрузки отдельных опор, появление дополнительных напряжений в оболочке и опорных кольцах, а также на возможность возникновения вибраций трубопровода.

3.10.3. Зазоры должны измеряться с помощью специальных щупов. Допускаемая величина местного зазора между катком и опорными плитами или между опорными плитами не должны превышать 0,1 мм на длине не более 10 % длины контакта.

Смещение центра катка не должно превышать 3 мм.

3.10.4. В случае, если зазор окажется больше допускаемой величины, он должен быть выбран при помощи установки специальных прокладок.

3.10.5. Обследование промежуточных опор должно производиться при опорожненном и наполненном трубопроводе.

3.11. Расчеты по результатам инструментальных обследований

В случае, если после проведения инструментальных обследований трубопровода не предполагается проведение его натурных испытаний (регламентных или специальных), то при составлении Заключения о работоспособности и надежности конструкции, возможности ее дальнейшей эксплуатации, необходимости реконструкции или ремонта должны быть проведены прочностные расчеты с учетом результатов обследований.

В расчетах должны быть учтены:

1) уменьшение расчетной толщины элементов вследствие коррозионного, абразивного или кавитационного износа;

2) неравномерность просадок опор;

3) увеличение расчетного пролета из-за наличия зазоров в опорах и провисании промежуточных опор;

4) значительные (превышающие допустимые) деформации поперечного сечения оболочки;

6) изменение расчетного сопротивления металла в зависимости: от фактических химического состава и механических свойств металла;

6) понижение расчетного сопротивления металла в зависимости от степени коррозионного и кавитационного повреждений и старения.

4. ВИДЫ, СОСТАВ И ЦЕЛИ НАТУРНЫХ ИСПЫТАНИЙ

1. В зависимости от решаемых задач и сроков проведения испытания трубопроводов могут быть:

1) приемочные;

2) пусковые;

3) регламентные;

4) специальные.

Все виды испытаний должны проводиться после предварительных визуальных и инструментальных обследований.

2. Приемочные испытания - гидравлическая опрессовка трубопровода повышенным гидростатическим давлением, проводятся после завершения монтажа конструкции с целью проверки прочности трубопровода, проверки качества его изготовления и монтажа, выявления дефектов сварных швов и металла и выдачи, при необходимости, данных для ремонта.

3. Пусковые испытания трубопроводов должны проводиться одновременно с пусковыми испытаниями основного гидросилового оборудования перед приемкой его в эксплуатацию.

Цели пусковых испытаний:

1) проверка прочности конструкции трубопровода во всех возможных эксплуатационных и аварийных режимах работы гидросилового и гидромеханического оборудования;

2) выявление и.регистрация всех.возможных режимов -вибрации трубопровода и оценка степени их опасности для конструкции;

3) исследование внутренних пульсаций давления;

4) измерение фактической величины гидравлического удара в трубопроводе при аварийном закрытии затворов и направляющего аппарата с целью проверки ее соответствия расчетному значению;

5) составление Заключения о работоспособности и надежности трубопровода с введением, при необходимости, ограничений на режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования, при которых возможно возникновение опасных вибраций трубопроводов или гидравлических ударов.

Пусковые испытания должны включать в себя статические и динамические испытания.

4. Регламентные испытания должны проводиться 1 раз 25 … 30 лет по истечении нормативного срока эксплуатации.

Цель регламентных испытаний - проверка прочности и оценка работоспособности и надежности конструкции трубопровода после его длительной эксплуатации.

В ходе проведения регламентных испытаний должны быть выполнены:

1) исследование фактического напряженного состояния конструкции с учетом реального коррозионного и абразивного износа металла, смещения и просадок опор, старения и усталости металла и т.п.;

2) исследование гидродинамических нагрузок (внутренних пульсаций давления);

3) исследование вибрационного состояния трубопровода, выявление и регистрация режимов вибраций, оценка степени их опасности;

4) оценка, усталостной прочности конструкции.

По результатам регламентных испытаний могут быть внесены.изменения в ограничения на режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования.

Регламентные испытания так же, как и пусковые, домны включать в себя статические и динамические испытания; режимы регламентных испытаний должны соответствовать, в основном., режимам пусковых испытаний.

Основные выводы о работоспособности и надежности конструкции трубопровода должны делаться на основании совместного анализа результатов регламентных и пусковых испытаний.

5. Специальные испытания должны проводиться:

1) после капитальных ремонтов, реконструкции или замены гидросилового и гидромеханического оборудования;

2) при возникновении повреждений усталостного характеру, например, трещин в сварных швах и основном металле оболочки опорных колец, ребер жесткости и т.п.;

3) при повреждении опор;

4) при значительном коррозионном износе металла оболочки и опорных колец;

5) при выявлении в ходе эксплуатации вибраций трубопровода;

6) при значительных осадках и смещениях опор;

7) при авариях трубопровода (после проведения ремонтных работ);

8) после капитального ремонта трубопровода.

Целью специальных испытаний может быть:

1) исследование гидродинамических нагрузок (внутренних пульсаций давления).

2) исследование вибрационного состояния трубопровода;

3) проверка качества выполненного ремонта;

4) определение причин возникновения вибраций и разработка мер по их предотвращению;

5) определение причин возникновения усталостных и других повреждений и разработка рекомендаций по их устранению;

6) проверка прочности и оценка работоспособности и надежности конструкций;

В зависимости от целей, специальные испытания могут включать в себя либо Статические испытания, либо динамические испытания, либо статические и динамические испытания.

6. При проведении натурных испытаний трубопроводов необходимо применять прошедшую поверку стандартную контрольно-измерительную аппаратуру промышленного изготовления; при использовании нестандартной аппаратуры - должны быть разработаны методические указания по ее применению.

5. ОПРЕССОВКА ТРУБОПРОВОДА

Проект и программа испытаний гидравлической опрессовкой должны разрабатываться вместе с исполнительной рабочей документацией конструкции трубопровода и соответствовать требованиям РД 24 02.023-90 / /.

Испытательное давление при опрессовке должно превышать максимальное расчетное (гидродинамическое) на 25 %. На наклонных участках давление в любой точке должно превышать расчетное не менее, чем на 15 %. Испытательное давление должно повышаться равномерно, без скачков, скорость подъема давления не должна превышать 1 кг/см 2 в минуту.

В процессе опрессовки испытуемый участок трубопровода сначала заполняют водой и производят его осмотр; затем поднимают давление до половины испытательного, после чего также производят осмотр, а затем повышают давление до максимального значения и выдерживают это давление в течение 30 мин. После осмотра трубопровода (с соблюдением правил техники безопасности) избыточное давление сбрасывается, производится осмотр конструкции и трубопровод опорожняется.

Для определения величины действующего внутреннего давления (напора) в каждом характерном сечении, трубопровода должны устанавливаться манометры класса не ниже 1,5.

В особых случаях по согласованию с Заказчиком при опрессовке трубопровода могут производиться измерения статического состояния конструкции.

6. СТАТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

6.1. Состав и порядок проведения работ при статических испытаниях

6.1.1. Статические испытания могут выполняться либо как самостоятельный вид работ, либо совместно с динамическими испытаниями.

В первом случае испытания могут проводиться с целью исследования реальных гидростатических или приравненных к ним квазигидростатических нагрузок (гидравлические удары и волны давления), нагрузок, возникающих от просадок опор, и определения соответствующего этим нагрузкам напряженного состояния конструкции для проверки ее прочности.

Во втором случае при статических испытаниях определяются осредненные нагрузки и осредненные напряжения, необходимые для усталостного расчета и оценки надежности конструкции.

Статические испытания должны проводиться при реальных эксплуатационных режимах работы гидросилового и гидромеханического оборудования.

6.1.2. Проведению статических испытаний должны предшествовать соответствующие визуальные и инструментальные обследования трубопровода (см, разд. и ), а также - гидравлические и прочностные расчеты (см. разд. ), в которых должно учитываться фактическое состояние конструкции.

СХЕМ УСТАНОВКИ ДАТЧИКА ДАВЛЕНИЯ

1 - оболочка трубопровода; 2 - патрубок;

3 - датчик давления ДД-10; 4 - уплотнительное кольцо

Регистрация результатов измерений датчиками давления может производиться с помощью измерителя давления (усилителя) ИД-2И и путем регистрации на осциллограммы и помощью светолучевого осциллографа Н-700. Блок-схема измерений статических давлений приведена на рис. .

Для определения напряженного состояния оболочки используются тензодатчики (тензорезисторы) с базой 5 … 20 мм.

Для измерения напряжений в оболочке при плоском напряженном состоянии и известных направлении главных осей в измерительных точках должны устанавливаться двойные розетки тензорезисторов, если направление главных осей не известно - тройные розетки.

БЛОК-СХЕМА ИЗМЕРЕНИЙ ОСРЕДНЕННЫХ
ЗНАЧЕНИЙ ДАВЛЕНИЙ И НАПРЯЖЕНИЙ

Для измерения тангенциальных напряжений в плоских элементах опорных колец и ребер жесткости используются одиночные тензорезисторы.

Схемы установки тензорезисторов приведены на рис. .

В Качестве вторичной регистрирующей аппаратуры при измерениях статических напряжении используются:

1) измерители деформаций с ручной балансировкой типа ИСД-3, ИДЦ-1, ИД-78;

2) измерители деформаций с автоматической балансировкой типа АИ-3, АИД-4;

3) измерители деформаций с программным подзарядным уравниванием типа ЦТМ-5;

Блок-схема измерений статических напряжений приведена на рис. .

6.3.3. Измерения прогибов трубопровода между опорами и другие деформации конструкции могут производиться при помощи прогибомеров, индикаторов перемещений, геодезическими методами в зависимости от конкретных условий испытаний.

6.4. Обработка результатов и поверочные расчеты

6.4.1. По окончании испытаний производится обработка результатов для определения фактических напоров, напряжений, перемещений в соответствии с тарировочными зависимостями.

Тарировка тензорезисторов производится: при одноосном линейном напряженном состоянии - по напряжениям, при двуосном плоском по деформациям. Напряжения в точках с двуосным напряженным состоянием определяются по формулам:

СХЕМА УСТАНОВКИ ТЕНЗОРЕЗИСТОРОВ

где E - модуль упругости материала (стали);

μ - коэффициент Пуассона;

ε 1 , ε 2 - главные деформации;

ε 0 , ε 45 , ε 90 - измеренные деформации по показаниям тензорезисторов в розетке;

φ - угол между направлением максимальной главной деформации и осью тензорезистора Т.

6.4.2. Для получения окончательных выводов о прочности конструкции трубопровода необходимо провести по результатам испытаний поверочные расчеты с целью уточнения схем деформации конструкции по нагрузкой и взаимной увязки расчетных и замеренных напряжений.

7. ДИНАМИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

7.1. Состав и порядок проведения работ при динамических испытаниях

7.1.1. Цели и задачи динамических испытаний определяются, целями и задачами пусковых, регламентных или специальных испытаний (см. разд. ), составной частью которых являются динамические испытания.

7.1.2. Динамические испытания должны охватывать все возможные режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования: стационарные - основные режимы, не изменяющиеся в течение длительного времени, и нестационарные - основные режимы включения (пуска) и выключения (останова) гидроагрегатов, а также аварийные режимы закрытия затворов и направляющего аппарата.

7.1.3. Динамические испытания должны проводиться после соответствующих визуальных и инструментальных обследований, предварительных прочностных и гидродинамических расчетов и статических испытаний.

По срокам проведения динамические испытания обычно совмещаются со статическими.

7.1.4. После проведения обследований и предварительных расчетов должна быть составлена и согласована со службой эксплуатации «Рабочая, программа испытаний» (см. п. .), которая может быть уточнена после проведения статических испытаний.

Если предполагается одновременное проведение статических и динамических испытаний, то «Рабочая программа» должна быть составлена сразу для обоих видов испытаний.

7.1.5. Примерные состав и последовательность проведения работ при динамических испытаниях:

1) опорожнение трубопровода, установка датчиков, монтаж КИА;

2) исследование частот свободных колебаний опорожненного трубопровода;

3) заполнение трубопровода, измерения осредненного давления и статических напряжений;

4) исследования частот свободных колебаний заполненного трубопровода;

5) исследование пульсаций давления, вибраций, динамических напряжений при стационарных и нестационарных режимах работы гидрасилового и гидромеханического оборудования;

6) экспресс-анализ результатов; определение и выбор режимов с усиленными пульсациями давления и вибрациями;

7) повторные исследования выбранных и близких к ним режимов;

8) опорожнение трубопровода и демонтаж КИА;

9) сбор статистических данных о режимах работы трубопровода.

7.1.6. После проведения испытаний должны быть выполнены обработка и анализ полученных результатов, проведены поверочные прочностные и динамические расчеты, определены причины усиленных вибраций и пульсаций давления (если таковые были зафиксированы при испытаниях), проведены усталостные расчеты и сделаны выводы о динамической устойчивости конструкции трубопровода, его надежности и возможности дальнейшей эксплуатации.

7.2. Предварительные расчеты

7.2.1. Задачи предварительных расчетов;

1) определить возможные формы и частоты вибраций трубопроводов, для чего статическим расчетом (см. разд. .) необходимо определить возможные формы деформаций трубопровода и рассчитать соответствующие частоты свободных колебаний;

2) выявить возможные источники и причины возникновения вибраций - пульсации внутреннего давления, разного рода гидродинамические резонансы и т.п.;

3) провести анализ динамической устойчивости и оценить возможность возникновения вибраций трубопровода по равным формам колебаний; при этом должны учитываться следующие факторы;

Значительные вибрации трубопроводов всегда происходят на одной из собственных частот;

Первичный источником вибраций являются пульсации внутреннего давления;

Возникновение опасных вибраций трубопроводов всегда связано с резонансом одной или нескольких собственных частот с ведущей частотой пульсации внутреннего давления:

4) определить створы и места установки датчиков;

5) выбрать тип, составить и согласовать комплект контрольно-измерительной аппаратуры.

7.2.2. Формы и частоты свободных колебаний трубопровода.

Основные формы колебаний трубопровода:

1) радиальные, соответствующие одинаковым деформациям сжатия и расширения круглой оболочки по всему контуру;

2) изгибные в плоскости поперечного сечения трубы при одновременных деформациях сплющивания и расширения оболочки по разным диаметрам;

3) балочные - изгибные деформации оболочки в плоскости продольной оси трубопровода;

4) крутильно-изгибные - возможные в случае, когда опорное кольцо одной из промежуточных опор оперто только на на один каток (одну сторону), и кольцо вместе с оболочкой имеет возможность поворачиваться около этой точки опоры.

Формы 1) и 2) относятся к оболочечным колебаниям; формы 3) и 4) - балочным.

Возможные формы колебаний трубопроводов показаны на рис. .

Расчетные формулы для определения частот свободных колебаний приведены в специальной литературе, например, в / , /,

7.2.3. Частоты пульсаций внутреннего давления.

Основным источником возникновения вибраций трубопроводов являются внутренние пульсации давления. Основными причинами возникновения этих пульсаций являются:

1) лопаточные удары в гидротурбине и направляющем аппарата при этом частота ударов потока между лопатками гидротуроины может быть определена по формуле / /

Где z рк - число лопаток рабочего колеса;

n T - число оборотов турбины в минуту.

a) радиальные

б) изгибные в плоскости поперечного сечения

в) изгибные-балочные

г) изгибно-крутильные

m - число волн упругой поверхности оболочки в окружном направлении,

n - число полуволн вдоль образующей

Частота ударов в направляющем аппарате

3) кавитационные явления в турбине - пузырьковая кавитация или возникновение и срывы вихревых шнуров в отсасывающей трубе; частоты кавитационных пульсаций / /

где коэффициент расхода: M 0 - 0,97;

Н р - расчетный напор;

h з - высота затвора;

S - относительная площадь сжатой струи;

g - ускорение свободного падения, g = 9.81 м/с;

6) турбулентная пульсация;

ведущая частота спектра турбулентной пульсации / /

где h - глубина потока, равная внутреннему радиусу трубопровода;

V - скорость потока в трубопроводе.

7.3. Состав комплекта контрольно-измерительной аппаратуры

7.3.1. Конкретный состав комплекта КИА для динамических испытаний зависит от решаемых задач и возможностей организации-исполнителя. Примерный состав комплекта КИА приведен на блок-схеме измерений на рис. .

При проведении динамических испытаний может использоваться следующая аппаратура:

1) для измерения пульсаций давления используются индуктивные датчики давления типа ДД-10 промышленного или собственного изготовления. Сигналы с датчиков по кабелям через усилитель типа 4АНЧ-22 поступают на светолучевой осциллограф Н-700 для записи на осциллограммы, либо через коммутационный блок на электронный двухлучевой осциллограф С1-55 для визуального контроля во время записей;

2) для измерения напряжений используются тензометрические датчики (тензорезисторы) с базой 5 … 20 мм и сопротивлением 50 … 200 Ом. От тензодатчиков сигналы по кабелям также через усилитель 4АНЧ-22 поступают на осциллограф Н-700 или через коммутационный щит на осциллограф C1-55. Также как и при статических испытаниях (см. п. .) при динамических могут устанавливаться одиночные тензодатчики, двойные и тройные тензорозетки;

БЛОК-СХЕМА ИЗМЕРЕНИЯ И РЕГИСТРАЦИИ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

3) измерение вибраций производится либо при помощи датчиков И-001 (диапазон частот 1 … 200 Гц. амплитуды 0 … 1,0 мм), либо при помощи вибродатчиков ив комплекта ВИ5-6ТН. Сигналы с датчиков И-001 по кабелям поступают на увеличители F-001, а от них на светолучевой осциллограф Н-700: сигналы от вибродатчиков комплекта ВИ6-6ТН могут поступать на Н-700 либо через усилитель ВИ6-6ТН, либо через усилитель 4АНЧ-22;

4) одновременно с фиксацией динамических процессов производится снятие осредненного давления по манометрам и датчикам давления, а также снятие осредненных (статических) напряжений с тензодатчиков, которые для этой цели подключаются к измерителю статических деформаций ИСД-3 (см. рис. 5.2).

Для возможности проведения камеральной обработки результатов испытаний на ПЭВМ в блок-схему может быть включен многоканальный магнитограф для записи сигналов с тензодатчиков и датчиков давления.

7.3.2. Места установки датчиков давления, тензодатчиков или другой приемной аппаратуры должны быть выбраны таким образом, чтобы в ходе испытаний имелась возможность зафиксировать все актуальные формы колебаний конструкции и все актуальные места возможных сильных пульсаций давления.

Рекомендуется на каждой испытываемой нитке трубопровода выбирать не менее 2 … 3 основных измерительных створов и 2 … 4 вспомогательных. В основных створах должны устанавливаться все виды первичной аппаратуры (манометр, датчик давления, 2 … 4 датчика вибраций - горизонтальные и вертикальные, несколько тензодатчиков) для того, чтобы имелась возможность одновременно фиксировать все осредненные и переменные величины. В вспомогательных створах устанавливаются, в зависимости от конкретных условий, либо датчик давления с манометром либо вибродатчики или тензодатчики, которые работают в группе е датчиками основных створов и позволяют при их совместном использовании, определять более достоверно формы колебаний оболочки.

7.4.2. Режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования.

При динамических испытаниях трубопровода исследования рекомендуется проводить при следующих режимах оборудования:

1) регламентный пуск гидроагрегата (турбины): включение - режим С.К. - холостой ход - набор мощности до номинального значения - стационарный режим;

2) стационарный режим - уменьшение мощности - холостой ход - режим С.К. - выключение (остановка);

3) холостой ход - ступенчатое увеличение мощности до максимального значения (стационарные режимы) - ступенчатое уменьшение мощности (стационарные режимы) - холостой ход; шаг ступеней выбирается в пределах 0,1 Nмах … 0,2 Nмах, длительность проведения измерений на каждой ступени 5 … 10 минут;

4) ступенчатые стационарные режимы с шагом 0,02 Nмах … 0,05 Nмах около мощностей, при которых были зафиксированы вибрации трубопровода;

5) нестационарные (аварийные) режимы: аварийное закрытие направляющего аппарата, аварийное закрытие аварийного предтурбинного затвора, аварийное закрытие аварийного затвора водопроемника.

Режимы работы гидроагрегата при аварийных режимах выбираются вместе со службой эксплуатации - это могут быть либо один, из стационарных режимов, либо аварийный режим «угона».

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВОЗБУЖДЕНИЯ
СОБСТВЕННЫХ КОЛЕБАНИЙ ТРУБОПРОВОДА

1 - основание

2 - стойка

3 - толкатель

5 - стальная прокладка

6 - установочные подкладки

7 - оболочка трубопровода

Для насосов испытания при промежуточных мощностях и открытиях направляющего аппарата н» предусматриваются.

7.5. Анализ результатов испытаний

При анализе результатов динамических испытаний необходимо:

1) выполнить частотный анализ результатов измерений собственных частот свободных колебаний трубопровода по данным вибродатчиков и тензодатчиков;

2) сопоставить замеренные и рассчитанные собственные частоты для уточнения схемы динамических деформаций конструкции (разрезная, неразрезная схема работа по балочной схеме; преобладание балочных или оболочечных форм колебаний);

3) провести амплитудно-частотный анализ динамических процессов пульсаций давлений, перемещений (вибраций), напряжений и совместный их анализ, обращая внимание на режимы, когда эти процессы достаточно интенсивны.

Сравнивая ведущие частоты пульсаций давления, замеренные при испытаниях, с расчетными значениями можно определить причины и источник их возникновения.

Амплитудно-частотный анализ вибрации и динамических напряжений в разных сечениях трубопровода в сопоставлении с частотами пульсаций и собственными частотами может ответить на вопросы о природе и причинах вибраций трубопровода.

При проведении анализа необходимо обращать внимание на следующие факторы:

1) совпадение частот интенсивных вибраций с частотами интенсивных пульсаций давления свидетельствует о вынужденном характере колебаний и о том, что причиной вибраций являются не динамические.характеристики трубопровода, а неотлаженность работы гидросилового оборудований; предотвратить; эти вибрации можно, только путем отладки гидроагрегата или исключив, по возможности, его работу на этих режимах;

2) наличке сильных пульсаций давления и отсутствие в этих режимах значительных вибраций трубопровода свидетельствует о хороших динамических свойствах конструкции и о том, что ее собственные частоты лежат вне пределов частот возбуждающих нагрузок;

3) отсутствие сильных пульсаций давления при значительных вибрациях трубопровода на одной из собственных частот свидетельствует о резонансном ши автоколебательном характере вибраций вследствие точного совпадения этой собственной частоты с одной из возбуждающих частот. Бороться с подобными вибрациями можно путем изменения собственных динамических характеристик трубопровода, например, установкой дополнительных промежуточных опор или дополнительных ребер жесткости.

7.6. Расчеты усталостной прочности

7.6.1. Расчеты усталостной прочности проводятся с целью оценки надежности конструкции трубопровода, определения возможности ее дальнейшей эксплуатации и остаточного срока службы.

7.6.2. Необходимыми данными для проведения усталостного расчета трубопровода являются:

1) осредненные (статические) напряжения в расчетных точках конструкции;

2) динамические напряжения в расчетных точках;

3) статистические данные о времени работы трубопровода в разных режимах гидросилового и гидромеханического оборудования.

Усталостный расчет может проводиться по одной ив методик, приведенных в / , , /.

7.6.3. В случае, если при работе конструкции имеется несколько режимов со значительными динамическими напряжениями, необходимо по данным статистики работы трубопровода рассчитать полное время работы на каждом из режимов за весь период эксплуатации, затем привести все режимы с их амплитудами и частотами к одному расчетному режиму / /, и выполнить усталостный расчет на расчетные приведенные амплитуду и частоту.

8. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ
ОБСЛЕДОВАНИЙ И ИСПЫТАНИЙ

1. Члены бригады, выезжающие на объект для проведения обследования и испытаний, должны пройти в своей организации перед отъездом инструктаж по технике безопасности (соответствующая запись должна быть сделана в журнале по технике безопасности), а также, при необходимости, очередную проверку знаний, что должно быть отмечено в Удостоверении.

Выезжая на объект, члены бригады должны иметь при себе Удостоверение о проверке знаний правил техники безопасности.

2. До начала работ по обследованию и испытаниям службой эксплуатации должен быть издан приказ по организации на проведение работ с перечислением лиц, участвующих в обследовании и испытаниях, с указанием спецмероприятий по обеспечению безопасных условий труда, назначением ответственных лиц за проведение работ.

Ежедневно при проведении обследований и испытаний службой эксплуатации должен оформляться наряд-допуск на проведение работ.

3. Члены бригады, проводящие работы, должны пройти вводный (общий) инструктаж в отделе техники безопасности предприятия, а также инструктаж непосредственно на объекте, что фиксируется в специальном журнале.

Лица, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются

4. При производстве работ по обследованию и испытаниям, трубопроводов работники бригады, проводящей эти работы, обязаны соблюдать нормы и правила СНиП III-4-80 / /, а также требования правил техники безопасности, установленные на предприятии.

5. К выполнению работ по обследованию и испытаниям трубопроводов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение правилам безопасного ведения работ.

6. Лица, проводящие монтажные работы на трубопроводе, должны иметь защитные каски, предохранительные пояса, спецодежду, не имеющую болтающихся и свисающих частей. Лица, проводящие работы внутри трубопровода, должны иметь средства индивидуального освещения, приспособления для защиты глаз и дыхательных путей - маски, очки, респираторы, противогазы.

7. При работе с электрооборудованием (при монтажных работах на трубопроводе, работах с измерительной аппаратурой) следует выполнять требования СНиП III-4-80 / /, «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» / /.

8. Проведение монтажных работ на трубопроводе следует проводить в теплое сухое время года при отсутствии дождя), в светлое время суток. Запрещается проводить монтажные работы на мокром трубопроводе.

9. Монтажные работы на трубопроводе разрешается проводить с подмостей и приставных лестниц с уклоном не более 60. Запрещается установка лестниц на различных подкладках (кирпичах, обрезках досок и т.п.).

10. При проведении обследований и испытаний запрещается одновременная работа на двух уровнях.

11. На Бремя испытаний должна быть установлена надежная телефонная или радиосвязь между местом испытаний и диспетчерской службой (пультом управления станции).

12. Обследование трубопроводов и монтажные работы должны проводиться 2 … 3 группами, в составе не менее 2-х человек, находящихся в пределах прямой взаимной видимости в течение всего времени работы.

13. При уклоне трубопровода более 15° необходимо натягивать вдоль него страховочные тросы.

14. Обследование внутренней поверхности трубопровода, имеющего уклон более 15°, допускается выполнять только с помощью специальных средств (передвижных площадок, тележек и т.п.), обеспечивающих безопасное перемещение внутри трубопровода.

15. При обследовании внутренней поверхности трубопровода все смотровые люки должны быть открыты: при необходимости должна быть организована принудительная вентиляция трубопровода.

2(822 02)

Проверка плотности стяжки пакета в болтовых и заклепочных соединениях, контроль плотности прилегания головки заклепки к поверхности металла, измерение зазоров в опорах

Штангенглубиномер ГОСТ 162-80

ШГ-160

Измерение сечений элементов, диаметров отверстии, зазоров, глубины повреждения поверхности коррозией

Уровни ГОСТ 11195-74

1С7

Измерение малых углов

Гидронивелир

НГТ-1

Измерение разности отметок при отсутствии прямой видимости между течками измерения

Телескопическая штанга-измеритель

Измерение внутренних диаметров трубопроводов и длин отдельных элементов

Лупа измерительная ГОСТ 8309-75

ЛИ-4-10 х

Выявление и измерение трещин

Рулетка стальная измерительная ГОСТ 7502-80

Р3-2

Р3-10

P3-30

Измерение длины секций трубопровода, расстояний между кольцами жесткости, опорами и т.п.

Нивелир

Н-3

Определение отметок конструкций

Теодолит

Т-5

Определение прямолинейности трубопроводов, измерение углов наклона в вертикальной и горизонтальной плоскостях

Ультразвуковой толщиномер

УТ-93П

Измерение толщины сечений элементов

Ультразвуковой дефектоскоп

УД-2-12

Обнаружение внутренних дефектов сварных швов, основного металла

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Шов восстановить

Трубопровод № 2

Оболочка

Между ПО № 8 и ПО № 9

Местная вмятина (δ)

Возможна эксплуатация

Трубопровод № 2

Промежуточная опора

ПО № 6

Зазоры между опорными поверхностями (У)

Установить прокладку

Левая

Правая

5,0 мм ПРИЛОЖЕНИЕ 5

АКТ ОБСЛЕДОВАНИЯ НАПОРНЫХ (*)
ТРУБОПРОВОДОВ _____________ ГЭС

Комиссия в составе ____ (перечисляются представители организации-заказчика и организации-исполнителя) в период с ___ по ___ (указываются даты начала и окончания работ) провела обследование напорных трубопроводов __________ (название объекта).

Отмечается:

1. … (количество) напорных трубопровода эксплуатируются в течение ___ лет;

2. Диаметр трубопроводов ___ мм, общая длина каждого ___ м, номинальные толщины (указываются толщины по участкам мм);

3. Марки сталей: оболочки … опорные колец …, колец жесткости);

4. Расчетные напоры

Статический … м;

Гидродинамический … м;

Испытательный … м;(*)

(*) - данным Актом завершается обследование, когда не требуется выпуск специального отчета.

5. Отметки осей

На входе …;

На выходе …;

6. Максимальный расход по трубопроводу … м 3 /сек;

7. …(другие сведения о трубопроводах, например, сейсмичность района, температуры летняя и зимняя и т.п.).

За период эксплуатации трубопроводы подвергались обследованию … (количество, причины, даты). Было выявлено … (основные результаты предыдущих обследований). По результатам обследований были сделаны рекомендации ….

За время эксплуатации были выполнены ремонтные работы … (виды работ, даты проведения, заключения комиссий о качестве работ).

Настоящие обследования заключались в … (указывается объем работ, например, «в визуальном освидетельствовании конструкции трубопровода и его элементов, освидетельствовании внутренней поверхности трубопровода, измерении толщин оболочки, опорных колец, колец жесткости, измерении зазоров в промежуточных опорах, нивелировке оси трубопровода, измерении коррозионных повреждений, оценке качества покрытия и т.п.»; указываются методы и средства проведения работ с указанием инструментария и мест проведения измерений).

В результате проведения обследования установлено … (указываются результаты обследования).

Выводы и рекомендации … (дается предварительное заключение о работоспособности конструкции, необходимости проведения ремонтных работ, необходимости проведения натурных испытаний, проверочных расчетов, рекомендации по увеличению надежности эксплуатации трубопроводов).

Общие положения

Нормы, рассматриваемые в данной лекции, предназначены для руководства при производстве работ инженерно-техническим персоналом, занимающимся наладкой, эксплуатацией и ремонтом электрооборудования электрических станций и сетей.

Нормы содержит требования, уточнённые с учётом опыта энергосистем, наладочных организаций, ремонтных заводов и научно-исследовательских институтов. В него включены современные методы диагностики электрооборудования, оно дополнено также нормами контроля элегазовой аппаратуры, вакуумных выключателей, ограничителей перенапряжений, кабелей с полиэтиленовой изоляцией, предохранителей-разъединителей.

В Нормах, как правило, не приводятся методики испытаний и метрологические требования, так как они отражены в инструкциях, методических указаниях, пособиях и т.п. Настоящими нормами следует руководствоваться при вводе электрооборудования в работу и в процессе его эксплуатации. Наряду с Нормами следует руководствоваться действующими руководящими документами, а также инструкциями заводов-изготовителей электрооборудования, если они не противоречат требованиям Норм.

В Нормах приняты следующие условные обозначения категорий контроля:

П - при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии;

К - при капитальном ремонте на энергопредприятии;

С - при среднем ремонте;

Т - при текущем ремонте электрооборудования;

М - между ремонтами.

Периодичность межремонтного контроля электрооборудования, если она не указана в ПТЭ или в соответствующих разделах Норм, устанавливается техническим руководителем энергопредприятия с учётом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования.

В Нормах приведён перечень испытаний и предельно допустимые значения контролируемых параметров. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведённых испытаний, осмотров и данных эксплуатации. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в Нормах допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.

В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в паспорте или протоколе заводских испытаний. При эксплуатационных испытаниях, включая испытания при выводе в капитальный ремонт, в качестве исходных принимаются значения параметров, определённые испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования. Качество проводимого на энергопредприятии ремонта оценивается сравнением результатов испытаний после ремонта с данными при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования, принимаемыми в качестве исходных. После капитального или восстановительного ремонта, а также реконструкции, проведённых на специализированном ремонтном предприятии, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются значения, полученные по окончании ремонта (реконструкции).

Кроме испытаний, предусмотренных Нормами, все электрооборудование должно пройти осмотр, проверку работы механической части и другие испытания согласно инструкциям по его эксплуатации и ремонту. Техническим руководителям энергопредприятий рекомендуется обеспечивать внедрение предусмотренного Нормами контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, позволяющего выявлять дефекты на ранних стадиях их развития, привлекая при необходимости организации, аккредитованные на право проведения соответствующих испытаний. По мере накопления опыта проведения контроля под рабочим напряжением решением технического руководителя энергопредприятия возможен переход к установлению очередных сроков ремонта электрооборудования по результатам диагностики его состояния и отказ от некоторых видов испытаний, выполняемых на отключённом электрооборудовании.

Тепловизионный контроль состояния электрооборудования рекомендуется производить для распределительных устройств в целом. Для закрытых распределительных устройств контроль производится, если это позволяет их конструкция.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты обязательно для электрооборудования на напряжение до 35 кВ включительно.

При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств напряжением до 20 кВ повышенным выпрямленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться приложенным напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки. Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения. Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, может производиться вместе с кабелями. Оценка состояния производится по нормам, принятым для силовых кабелей.

После полной замены масла в маслонаполненном электрооборудовании (кроме масляных выключателей всех напряжений) его изоляция должна быть подвергнута повторным испытаниям в соответствии с настоящими Нормами.

В случаях выхода значений определяемых при испытаниях параметров за установленные пределы для выявления причин этого, а также при необходимости более полной оценки состояния электрооборудования в целом и (или) его отдельных узлов, рекомендуется использовать дополнительные испытания и измерения, указанные в Нормах. Допускается также применение испытаний и измерений, не предусмотренных настоящими Нормами, при условии, что уровень испытательных воздействий не превысит указанного в Нормах.

Устройства релейной защиты и электроавтоматики проверяются в объёме и по нормам, приведенным в соответствующих нормативно-технических документах.

Местные инструкции должны быть приведены в соответствие с данными Нормами.

Объем и сроки испытания электрооборудования могут изменяться техническим руководителем сетевой компании, электростанции в зависимости от производственной важности и надёжности оборудования. Объем испытаний электрооборудования распределительных сетей напряжением до 20 кВ устанавливается техническим руководителем предприятия, эксплуатирующего электросети.

В Нормах применяются следующие понятия:

Предельно допустимое значение параметра - наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное электрооборудование.

Исправное состояние - состояние электрооборудования, при котором оно соответствует всем требованиям конструкторской и нормативно-технической документации.

Ресурс - наработка электрооборудования от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна.

Контроль технического состояния (в тексте - контроль) - проверка соответствия значений параметров электрооборудования требованиям настоящих Норм.

Ремонт по техническому состоянию - ремонт, объём и время проведения которого определяются состоянием электрооборудования по результатам контроля, проводимого с периодичностью и в объёме, установленными настоящими Нормами.

Испытания - экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик электрооборудования в результате воздействия на него факторами, регламентированными настоящими Нормами.

Комплексные испытания - испытания в объёме, определяемом специальной программой.

Измерения - нахождение значения физической величины опытным путем с помощью технических средств, имеющих нормированные метрологические свойства.

Погрешность измерения - допустимые пределы погрешности, определяемые стандартизованной или аттестованной методикой измерений.

Испытательное напряжение частоты 50 Гц - действующее значение напряжения переменного тока, которое должны выдерживать в течение заданного времени внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определённых условиях испытания.

Испытательное выпрямленное напряжение - амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электрооборудованию в течение заданного времени при определённых условиях испытания.

Электрооборудование с нормальной изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию атмосферных перенапряжений, при обычных мерах по грозозащите.

Электрооборудование с облегчённой изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения лишь в электроустановках, не подверженных действию атмосферных перенапряжений, или при специальных мерах по грозозащите, ограничивающих амплитуду атмосферных перенапряжений до значений, не превышающих амплитуду одноминутного испытательного напряжения частоты 50 Гц.

Аппараты - силовые выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели, заземлители, предохранители, предохранители-разъединители, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, комплектные распределительные устройства, комплектные экранированные токопроводы, конденсаторы.

Методические указания по испытаниям электрооборудования

Испытания электрооборудования должны производиться с соблюдением требований правил техники безопасности. Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и защиту нормально заземляемого низкопотенциального вывода контролируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при нарушении связи с землёй.

Электрические испытания изоляции электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла для испытаний необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5°C, кроме оговорённых в Нормах случаев, когда измерения следует проводить при более высокой температуре. В отдельных случаях (например, при приёмо-сдаточных испытаниях) по решению технического руководителя энергопредприятия измерения тангенса угла диэлектрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ включительно могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характеристик изоляции, произведённые при отрицательных температурах, должны быть повторены в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5°C.

Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение - не более 5°C). Если это невозможно, должен применяться температурный перерасчёт в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.

При измерении сопротивления изоляции отсчёт показаний мегомметра производится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с Нормами требуется определение коэффициента абсорбции (R 60" /R 15"), отсчёт производится дважды: через 15 и 60 с после начала измерений. Испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами. Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.

Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным приложенным напряжением частоты 50 Гц должно производиться поочередно для каждой электрически независимой цепи или параллельной ветви (в последнем случае при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряжением, соединяется с выводом испытуемой обмотки, а другой - с заземлённым корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки.

Обмотки, соединённые между собой наглухо и не имеющие выведенных обоих концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без их разъединения.

При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать линейное напряжение питающей сети.

Испытательное напряжение должно подниматься плавно со скоростью, допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменным в течение всего времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до значения не более одной трети испытательного и отключается.

Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного Нормам

10.3. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы. 1

1. П. Определение условий включения трансформаторов

1.1 Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение)

Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций заводов-изготовителей.

1.2 Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции)

Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и РДИ 34-38-058-91 "Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ мощностью 80 MB·А и более. Капитальный ремонт".

2. П, К, М. 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.

Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями «Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: СО 153-34.0-46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00)» на основании результатов измерений, выполненных согласно «Методическим указаниям по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: СО 34.46.303-98 (РД 34.46.303-98).

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 сут., через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;

Трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых 3 сут., через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

3. П, К, М. Оценка влажности твёрдой изоляции

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ·А и более.

Допустимое значение влагосодержания твёрдой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2% по массе. Влагосодержание твёрдой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.

Влагосодержание твёрдой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путем по результатам измерений тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведённых на трансформаторе, прогретом до 60 °C.

Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10-12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4-6 лет.

4. Измерение сопротивления изоляции

4.1 П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённое к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", Объём и нормы испытания электрооборудования п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметром к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.

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°C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20°C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

4.2 П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегомметры на напряжение 1000-2500 В. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.

5. П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток

Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённые к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, с учётом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°C 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 (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, 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 tgd изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. Измерение tgd обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20 °C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ,

60 °C - для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путем.

6. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток

6.1 М. Оценка по наличию фурановых соединений в масле

Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше. Для трансформаторов напряжением ниже 110 кВ производится по решению технического руководителя предприятия.

Оценка производится хроматографическими методами.

Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в объём и нормы испытания электрооборудования табл. 25.4 (п. 11).

Периодичность контроля наличия фурановых соединений составляет 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года (см. сноску к п. 11 табл. 25.4).

6.2 К. Оценка по степени полимеризации

Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше.

Ресурс бумажной изоляция обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.

7. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

7.1 П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно. При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского. Значения испытательных напряжений приведены в табл. 6.1 и 6.2. Сухие трансформаторы испытываются по нормам табл. 6.1 для облегчённой изоляции. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

Таблица 6.1

Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегчённой изоляцией

Класс напряжения электрооборудования, кВ	Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы	Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП
На заводе-изготовителе	При вводе в эксплуатацию	В эксплуатации	На заводе-изготовителе	Перед вводом в эксплуатацию и в эксплуатации
Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
До 0,69	5,0/3,0	4,5/2,7	4,3/2,6	2,0
	18,0/10,0	16,2/9,0	15,3/8,5	24,0	24,0	21,6
	25,0/16,0	22,5/14,4	21,3/13,6	32,0 (37,0)	32,0 (37,0)	28,8 (33,3)
	35,0/24,0	31,5/21,6	29,8/20,4	42,0 (48,0)	42,0 (48,0)	37,8 (43,2)
	45,0/37,0	40,5/33,3	38,3/31,5	55,0 (63,0)	55,0 (63,0)	49,5 (56,7)
	55,0/50,0	49,5/45,0	46,8/42,5	65,0 (75,0)	65,0 (75,0)	58,5 (67,5)
	85,0	76,5	72,3	95,0 (120,0)	95,0 (120,0)	85,5 (108,0)

Примечания:

1. Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель - с нормальной изоляцией, знаменатель - с облегчённой изоляцией.

2. Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс. В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.

3. Если электрооборудование на заводе-изготовителе было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.

Таблица 6.2

Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов

7.2 П, К. Испытание изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Испытания при вводе в эксплуатацию производятся в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.

Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин.

7.3 П, К. Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе

Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединёнными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединённых разъёмах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.

Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров - 750 В. Продолжительность испытания - 1 мин.

8. П, К. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Измерение производится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%. Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в заводской технической документации, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведённое в паспорте трансформатора.

Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчёта не должны отличаться более чем на 5% от исходных значений. Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора.

Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабжённых устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трёх полных циклов переключения

9. П, К. Проверка коэффициента трансформации

Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлении.

10. П, К. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов - обозначениям на крышке трансформатора.

11. П, К. Измерение потерь холостого хода

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВ×А производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведённых в потоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%. У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%. Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

12. П, К, М. Измерение сопротивления короткого замыкания (Z к) трансформатора

Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Z к измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Z к при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определённого по напряжению КЗ (U к) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%. Значения Z к при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z к по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.

В процессе эксплуатации измерения Z к производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчётного значения, а также в объёме комплексных испытаний.

13 Оценка состояния переключающих устройств

13.1 К. Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения)

Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с требованиями документа, указанного в п..1.2.

13.2 П, К. Переключающие устройства с РПН (регулирование под нагрузкой)

Оценка состояния переключающих устройств при вводе трансформаторов в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.1.1 и 1.2.

14. П, К. Испытание бака на плотность

Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.

Испытание производится:

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;

У трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

У остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч.

Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не ниже 10°C, остальных - не ниже 20°C. Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.

15. П, К, Т. Проверка устройств охлаждения

Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию и текущем ремонте трансформаторов производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект заводской технической документации на данный трансформатор, а при капитальном ремонте - в соответствии с требованиями документа, указанного в п.1.2.

16. П, К. Проверка предохранительных устройств

Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных в пп. 6.1.1 и 6.1.2.

17. П, К. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле

Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих газовых реле.

18. П, К. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха

Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла термосифонного или адсорбирующего фильтра при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.1.1 и 1.2.

19. Тепловизионный контроль состояния трансформаторов

Тепловизионный контроль производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше в соответствии с указаниями приложения 3.

20. Испытание трансформаторного масла

20.1 П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла

При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:

У трансформаторов напряжением 110-330 кВ - 0,0025%;

У трансформаторов напряжением 500-750 кВ - 0,0020%.

Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.

20.2 П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно проба масла испытывается в соответствии с требованиями табл. 25.2 (п. 1) не реже 1 раза в год.

©2015-2019 сайт
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-06-30