монтаж и демонтаж фосн что такое фосн
Монтаж и демонтаж фосн что такое фосн
Вот пример:
ТР6-20-4-1-99 Трансформаторное масло. Полный анализ трансформаторного масла. Типовой полный анализ трансформаторного масла.
Сборник ТР6 для нового стоительства 23.03.2012 21:14 #3082
Норма ТР6-20-4-1-99 учитывает состав работ для ремонта и ТО существующего трансформатора:
1. Определение кислотного числа. 2. Определение натровой пробы. 3. Определение содержимого механических примесей. 4. Определение вязкости. 5. Определение реакции водной вытяжки. 6. Определение температуры вспышки. 7. Определение зольности. 8. Определение наличия шлама. 9. Определение плотности. 10. Определение содержимого суспензированного угля. 11. Определение общей стабильности против окисления. 12. Определение цвета прозрачности при температуре 5°С. 13. Определение электрической прочности. 14. Определение угла диэлектрических потерь при температуре 90°С. 15. Определение содержимого влаги. 16. Вычисление полученных данных: расчет результатов, занесение данных в компьютер, диагностика состояния электрооборудования, оформление протоколов с предоставлением рекомендаций.
Нормы Сборника М8 «Электротехнические установки» учитывают установку нового трансформатора и включают в себя такой состав работ:
1.Монтаж трансформатора. 2.Отбор проб масла. 3.Дежурство при опробовании и испытании. 4.Присоединение жил проводов или кабелей к оборудованию. 5.Укладка и демонтаж клеток из шпал и рельсов по шпалам [нормы 6-30]. 6.Монтаж и демонтаж ФОСН [нормы 6-30]. 7.Залив масла в трансформатор [нормы 6-30]. 8.Сушка и засыпка селикагеля [нормы 6-30]. 9.Прокладка и разделка кабеля [нормы 6-30]. 10.Контрольный прогрев [нормы 6-30]. 11.Установка и очистка баков от масла [нормы 15-30]. 12.Прокладка и демонтаж временных маслопроводов [нормы 15-30]. 13.Промывка маслопровода [нормы 15-30]. 14.Слив масла из трансформатора [нормы 15-30]. 15.Монтаж и демонтаж вакуумпровода [нормы 15-30]. 16.Вакуумирование трансформатора [нормы 15-30].
Как я поняла, у Вас монтаж нового трансформатора, так может, выбрать расценку из сборника М8? Или Вы делаете и монтаж и анализ трансформаторного масла?
Вводные указания
1. В нормах учтены затраты на: горизонтальное перемещение трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов массой свыше 10 т при закатке на фундамент на расстояние до 10 м; установку трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов на отметке чистого пола; монтаж трубопроводов и емкостей для обработки и заливки масла.
2. В нормах не учтены затраты на:
монтаж вторичных цепей, заземления и кабелей (кроме поставляемых с трансформатором), определяемые по соответствующим нормам отдела 02;
монтаж ящиков, пультов и шкафов (кроме норм по табл. 08-01-003, 08-01-008 и 08-01-025), определяемые по соответствующим нормам отдела 03;
монтаж опорных конструкций (кроме норм табл. 08-01-025);
монтаж трубопроводов контура водяного охлаждения и маслопроводов, соединяющих коллекторы трансформатора и системы охлаждения типа Ц, определяемые по соответствующим нормам сборника ГЭСНм-2001-12 «Технологические трубопроводы»;
монтаж блокировки разъединителей с приводами выключателей, определяемые по соответствующим нормам отделов 01 и 02;
изготовление противовесов для подвесных разъединителей (нормы 08-01-011-11 и 08-01-011-12).
3. Затраты на монтаж разъединителей с килевым расположением фаз определяются по нормам табл. 08-01-011 с коэффициентом 1,4.
4. Затраты на монтаж шинных опор напряжением 110-220 кВ с усиленной изоляцией определяются по нормам табл. 08-01-017 с коэффициентом 1,4.
5. Затраты на монтаж разъединителей напряжением 220 и 330 кВ с усиленной изоляцией определяются по нормам табл. 08-01-011 с коэффициентом 1,25.
6. В нормах табл. 08-01-025 и 08-01-027 не учтены затраты на:
монтаж силовых трансформаторов (в том числе трансформаторов собственных нужд), кроме норм 08-01-025-1 и 08-01-025-2, определяемые по нормам табл. 08-01-001 и 08-01-062;
монтаж выключателей 110 и 220 кВ;
прокладку кабелей и труб, кроме норм с 08-01-025-3 по 08-01-025-21, определяемые по нормам раздела 1 отдела 02;
прокладку контура заземления, кроме норм с 08-01-025-3 по 08-01-025-21, определяемые по нормам раздела 8 отдела 02;
монтаж освещения (кроме норм с 08-01-025-3 по 08-01-025-21), молниезащиты и оборудования ОПУ;
монтаж гибкой ошиновки верхнего яруса ячеек 110 кВ (нормы табл. 08-01-027).
7. В нормах не учтен расход следующих материальных ресурсов: грузов железобетонных; каната стального (троса); проводов всех марок и сечений; труб; шин.
8. Норму 08-01-010-3 следует добавлять к норме 08-01-010-2 при наличии в технической документации на трансформатор (автотрансформатор, реактор) соответствующего указания о степени очистки масла.
Таблица ГЭСНм 08-01-001 Трансформаторы и автотрансформаторы силовые
01. Монтаж трансформатора. 02. Присоединение спусков к оборудованию. 03. Отбор проб масла. 04. Де- при опробовании и испытании. 05. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Монтаж трансформаторов. 03. Монтаж и демонтаж ФОСН. 04. Долив масла в трансформаторы. 05. Сушка и засыпка силикагеля. 06. Отбор проб масла. Прокладка и разделка кабеля. 08. Контрольный прогрев. 09. Дежурство при опробовании и испытании. 10. присоединение.
01. Укладка и демонтаж временных клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Установка и очистка баков для масла. 03. Прокладка и демонтаж временных маслопроводов. 04. Промывка маслопровода. 05. Монтаж трансформатора. 06. Слив масла из трансформатора. 07. Монтаж и демонтаж ФОСН. 08. Монтаж и демонтаж вакуумпровода. 09. Ваккумирование трансформатора. 10. Залив масла в трансформатор. 11. Сушка и засыпкасиликагеля. 12. Отбор проб масла. 13. Прокладка и разделка кабеля. 14. Контрольный прогрев. 15. Дежурство при опробовании и испытании. 16. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж временных клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Установка и очистка баков для масла. 03. Прокладка и демонтаж временных маслопроводов. 04. Промывка маслопровода. 05. Монтаж трансформатора. 06. Слив масла из трансформатора. 07. Монтаж и демонтаж ФОСН. 08. Монтаж и демонтаж вакуумпровода. 09. Ваккумирование трансформатора. 10. Залив масла в трансформатор. 11. Сушка и засыпка силикагеля. 12. Прокладка и разделка кабеля. 13. Контрольный прогрев. 14. Дежурство при опробовании и испытании. 15. Присоединение.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Тема 1.2 Сооружения для приема ГСМ
Фильтры ФГО, ФГБ, ФГ
План:
1. Конструкция фильтров ФГО
2. Конструкция фильтров ФГБ
1.Предназначен для очистки нефтепродуктов от твердых не растворимых частиц загрязнений. Устанавливается на всасывающем трубопроводе слива нефтепродуктов из транспортных средств или на всасывающих трубопроводах насосных агрегатов. Тонкость очистки ФГО 100 микрометров.
Конструктивно ФГО представляет собой вертикальный, стальной, цилиндрический корпус со сферическим днищем, закрывается герметично плоской крышкой. На стенке корпуса на одной горизонтальной оси закреплены входной и выходной патрубки. На крышке смонтирован штуцер для установки моновакууметра. Внутри корпуса закреплён металлический перфарированый цилиндрический каркас, поверхность которого закрыта фильтрующей сеткой. Она изготавливается из фосфористой бронзы, никеля или корозионностойкой стали и закрепляется на каркасе пайкой. Такие фильтры имеют маркировку ФС-1-100 и ФС-2-150 фильтр сетчатый, 1 и 2 модификация, 100 и 150 внутренний диаметр патрубков. Тонкость очистки ФГО зависит от размера ячейки сетки. Сетки являются поверхностными фильтрующими материалами, допускается промывка и повторное использование. При наличии механических повреждений площадью не более 30% от общей площади сетки, они запаиваются. При большей площади разрыва, они меняются. Для повышения тонкости очистки изготовленный из проволоки сетки прессуют. Для очистки авиатоплив в топливных системах ВС используются многослойные сетчатые фильтры с саржевым переплетением сетки, тонкость очистки достигает 5 мкм.
Сетки обладают высокой механической прочностью, высокой пропускной способностью, малым гидравлическим сопротивлением, стойкостью к температурным изменениям, но недостаточной тонкостью фильтрации.
2.Фильтры типа ФГБ предназначены для очистки светлых нефтепродуктов от твердых нерастворимых частиц загрязнений. Они монтируются в зоне приема наливных нефтепродуктов. Фильтры ФГ соответствующей элементной базы могут монтироваться и на пунктах налива авиатоплива в цистерны ТЗ.
Конструктивно представляет собой вертикальный, стальной, цилиндрический корпус со сферическим днищем, к днищу крепится опорные стойки, патрубок с краном для слива отстоя и отбора проб топлива. В центре днища закреплён фланцевый или муфтовый выходной патрубок. На боковой стенке входной их диаметр 100мм. На стенке корпуса кронштейн для установки 2-х манометров или 1 дифференциального манометра. На горизонтальный фланец корпуса герметично закрепляется откидными болтами с гайками цилиндрическая крышка со сферической верхней частью. На крышке закреплены две рукоятки для облегчения демонтажа, монтажа, а в центе сферы клапан стравливания паровоздушных пробок. Внутри корпуса в центре днища закреплена вертикальная труба с окнами для отвода очищенного топлива. Она на прямую сообщена с выходным патрубком. На кольцевой выступ нижней части трубы устанавливается опора бумажного элемента, диск из аллюминевого сплава. На диск опирается бумажный фильтрующий элемент, он закрепляется с верху, через второй диск колпачковым винтом, для этого в верхней части трубы смонтирована пружинно-резьбовое устройство. В корпусе фильтров ФГБ-60, ФГБ-20 могут монтироваться только моноэлементы соответствующей пропускной способности.
Где: 3.5.15 – тонкость очистки
Фильтры типа ФГК-120 выпускается в модификациях: ФГк, ФГу, ФГа
А- корпус из аллюминевого сплава
К- корпус из корозионностойкой стали
У- корпус из углеродистой стали с внутренним антикоррозионным покрытием.
3.Предназначены для очистки светлых нефтепродуктов от твердых нерастворимых частиц загрязнений. Монтируется в зоне приема склада ГСМ.
Конструктивно представляет собой вертикальный стальной цилиндрический корпус со сферическим днищем, к которому крепятся опорные стойки, патрубок с краном для слива конденсата. На боковой стенке кожух, внутри которого две трубки, одна для подачи пара, а другая для отвода конденсата. Выше кожуха закреплён патрубок для слива отстоя топлива и отбора проб. В верхней части корпуса на кронштейне размещены два манометра. Входной и выходной патрубки закреплены на боковой стенке корпуса, на разной высоте, входной ниже, выходной выше, закрывается съемной крышкой, демонтаж и монтаж обеспечены установкой винтового домкрата. На крышке установлен кран для спуска паровоздушных пробок. Внутри корпуса в нижней его части закреплена глухая, стальная перегородка под которой установлен паровой подогреватель. На верхнюю плоскость этой перегородки закрепляется специальный каркас круглого переменного сечения, поверхность которого закрыта фильтрующей сеткой. Верхняя часть каркаса крепится к нижней плоскости второго диска разделяющего полости входного и выходного патрубков. На плоскости верхнего диска выполнено восемь отверстий, в них закреплены кронштейны с вертикальными шпильками для установки и закрепления бумажных фильтроэлементов. Все элементы закрепляются к плоскости диска через общую металлическую пластину – траверсу, гайками.
Всего в ФОСН-400М монтируется восемь фильтроэлементов:
Фильтрующий элемент с пропускной способностью 400м3/ч, направление потока изнутри наружу(2).
15 – тонкость очистки
М – конструктивные размеры
Техническая характеристика фильтров ФГБ, ФОСН 400М
Тема 1.2 Сооружения для приема ГСМ
Монтаж и демонтаж фосн что такое фосн
ГОСУДАРСТВЕННЫЕ СМЕТНЫЕ НОРМАТИВЫ
II. ГОСУДАРСТВЕННЫЕ ЭЛЕМЕНТНЫЕ СМЕТНЫЕ НОРМЫ НА МОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ
ГЭСНм-08-2001
Часть 8. Электротехнические установки
ГЭСНм являются исходными нормами для разработки других сметных нормативов: единичных расценок федерального, территориального и отраслевого уровней, индивидуальных и укрупненных сметных нормативов.
РАЗРАБОТАНЫ Федеральным центром ценообразования в строительстве и промышленности строительных материалов
Изменения внесены изготовителем базы данных
ОТДЕЛ 01. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ
Раздел 1. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ОТКРЫТЫЕ 6-750 кВ
Таблица ГЭСНм 08-01-001 Трансформаторы и автотрансформаторы силовые
01. Монтаж трансформатора. 02. Присоединение спусков к оборудованию. 03. Отбор проб масла. 04. Дежурство при опробовании и испытании. 05. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Монтаж трансформаторов. 03. Монтаж и демонтаж ФОСН. 04. Долив масла в трансформаторы. 05. Сушка и засыпка силикагеля. 06. Отбор проб масла. 07. Прокладка и разделка кабеля. 08. Контрольный прогрев. 09. Дежурство при опробовании и испытании. 10. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж временных клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Установка и очистка баков для масла. 03. Прокладка и демонтаж временных маслопроводов. 04. Промывка маслопровода. 05. Монтаж трансформатора. 06. Слив масла из трансформатора. 07. Монтаж и демонтаж ФОСН. 08. Монтаж и демонтаж вакуумпровода. 09. Ваккумирование трансформатора. 10. Залив масла в трансформатор. 11. Сушка и засыпка силикагеля. 12. Отбор проб масла. 13. Прокладка и разделка кабеля. 14. Контрольный прогрев. 15. Дежурство при опробовании и испытании. 16. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж временных клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Установка и очистка баков для масла. 03. Прокладка и демонтаж временных маслопроводов. 04. Промывка маслопровода. 05. Монтаж трансформатора. 06. Слив масла из трансформатора. 07. Монтаж и демонтаж ФОСН. 08. Монтаж и демонтаж вакуумпровода. 09. Ваккумирование трансформатора. 10. Залив масла в трансформатор. 11. Сушка и засыпка силикагеля. 12. Прокладка и разделка кабеля. 13. Контрольный прогрев. 14. Дежурство при опробовании и испытании. 15. Присоединение.
Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел (стр. 5 )
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 |
Замена адсорбента должна производиться также после капитального ремонта трансформатора и при обнаружении в эксплуатационном масле трансформаторов и реакторов напряжением 500 кВ и выше (рекомендуется также и для 220 и 330 кВ) растворенного шлама (риск появления растворенного шлама повышается при КЧ более 0,08 мг KОH/г и (или) высоком значении tgδ.
Замена адсорбента в процессе эксплуатации может осуществляться без демонтажа фильтра. Для этого необходимо перекрыть верхний и нижний запорные вентили, слить масло из фильтра в подготовленную емкость, а затем выгрузить отработанный адсорбент. Далее загрузка адсорбентом в соответствии с п.9.3.9. Замена может производиться на работающем оборудовании.
9.3.13. Эффективность регенерации масла крупнопористым адсорбентом тем выше, чем меньше влаги содержится в эксплуатационном масле. Поэтому представляет практический интерес применение цеолита для удаления из циркулирующего масла влаги. Осушая масло, цеолит повышает эффективность использования крупнопористого адсорбента. Совместное применение цеолита и силикагеля осуществляется следующим образом:
слой цеолита следует засыпать в фильтры первым по ходу движения масла в количестве 0,3 объема фильтра;
один фильтр (из четырех-шести штук, работающих в системе охлаждения трансформатора) полностью должен быть засыпан цеолитом.
Использовать можно как синтетический цеолит марки NaA, так и природный (грузинский) марки ПЦГ-2.
Последний способ предпочтителен для систем охлаждения с принудительной циркуляцией масла (адсорбционные фильтры).
9.3.14. Срок службы (продолжительность эффективной регенерации эксплуатационного масла) силикагеля марки КСКГ составляет не менее пяти лет (в оборудовании без дефектов).
9.4. Воздухоосушительные фильтры применяются:
для осушки от влаги воздуха, поступающего в надмасляное пространство расширителя трансформаторов со «свободным дыханием». Сухой воздух защищает масло, а следовательно и твердую изоляцию трансформатора от увлажнения. Расширители трансформаторов мощностью 25 кВ•А и более оборудуются воздухоосушительными фильтрами с масляными затворами в соответствии с требованием ГОСТ ;
для предохранения от увлажнения масла в резервуарах на маслохозяйстве. Наличие сухого воздуха над маслом предохраняет резервуар от коррозии, а масло от загрязнения ржавчиной;
для предохранения масла и изоляции от увлажнения и загрязнений во вводах напряжением IIO-500 кВ негерметичного исполнения.
9.4.2. В качестве поглотителя в воздухоосушительных фильтрах наиболее целесообразно использовать крупнопористые силикагели (КСКГ, ШСКГ по ГОСТ 3956-76), обработанные хлористым кальцием.
Возможно использование в качестве осушителя воздуха природного и синтетического цеолитов, мелкопористых силикагелей (НСМГ, ШСМГ по ГОСТ 3956-76, импортных силикагелей производства Японии, Румынии, ФРГ), специально предназначенные для осушки газов.
Рис.2. Общий вид воздухоосушительного фильтра конструкции ОРГРЭС:
9.4.3. Осушитель перед загрузкой в фильтр должен быть просеян от пыли и просушен для достижения необходимой остаточной влажности (не более 0,£% массы). Условия подготовки осушителей приводятся в пп.8.2.2 (для цеолитов) и 9.3.8 (для силикагелей).
9.4.4. Фильтры должны быть заполнены осушителем через верхний патрубок или через люк в дне. При этом между уровнем осушителя и крышкой фильтра должно оставаться 15-20 мм свободного пространства. Для удобства обслуживания фильтр присоединяется к «дыхательному трубопроводу» на высоте 1,5-м от земли.
9.4.6. Для изоляции осушителя от окружающего воздуха и очистки воздуха от механических примесей фильтры снабжены масляным затвором. Затвор следует заливать сухим трансформаторным маслом.
9.4.7. Контроль за осушителем в эксплуатации заключается в наблюдении за окраской индикаторного адсорбента и уровнем масла в масляном затворе. При посветлении отдельных зерен следует усилить надзор за фильтром, а когда зерна индикаторного адсорбента примут розовую окраску, следует заменить осушитель в фильтре. Если нельзя осуществлять регулярный контроль за цветом индикаторного силикагеля, то осушитель в фильтре следует заменять не реже одного раза в шесть месяцев.
9.4.8. При замене адсорбента в воздухоосушителе следует сменить и масло в масляном затворе. Замену следует производить в сухую погоду, отключая воздухоосушитель из работы не более чем на три часа. Целесообразно замену производить путем демонтажа воздухоосушителя с отработанным адсорбентом и установкой вместо него подготовленного к работе нового фильтра.
9.4.9. Индикаторный адсорбент, насыщенный хлористым кобальтом, для повторного использования восстанавливается прогревом при 120°С в течение 15-20 ч до принятия всей массы адсорбента голубой окраски. Нагрев адсорбента до 200-300°С не рекомендуется, так как при этом хлористый кобальт разлагается.
9.4.10. Установка воздухоосушительных фильтров к гидрозатворам вводов осуществляется в соответствии с Противоаварийным циркуляром № Э-3/69 «О повышении надежности работы вводов IIO-500 кВ с бумажно-масляной изоляцией негерметичного исполнения» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1969).
Однако процессы старения масла наблюдаются и при использовании специальных средств защиты от окисления.
Процессы старения масла в герметичном оборудовании будут проявляться, в основном, в потемнении масла и увеличении tgδ
Чем больше содержит масло смолистых веществ, полициклических ароматических и нафтено-ароматических углеводородов., тем интенсивнее идут процессы уплотнения углеводородов, ведущие к потемнению масла и увеличению tgδ. Эти процессы интенсифицируются электрическим полем.
Следовательно, особенно интенсивно процессы уплотнения протекают в маслах с высоким содержанием ароматических углеводородов и смол, таких как ТАп и ТКп.
Поэтому наиболее полно характеризует степень старения масла в герметичных трансформаторах с азотной или пленочной защитой га-кой показатель качества масла, как tgδ. В процессе эксплуатации может происходить снижение пробивного напряжения масла и увеличение влагосодержания за счет образования реакционной воды при старении в основном твердой изоляции.
9.5.1. Трансформатор с пленочной защитой заливается дегазированным маслом.
В эксплуатации для оценки герметичности защиты выполняется контроль общего газосодержания масла. Определение газосодержания можно осуществлять хроматографическим методом для определения растворенных газов. О надежности защиты косвенно можно судить также по показателям кислотного числа и содержанию антиокислительной присадки в масле.
9.5.2. ‘Трансформаторы с азотной защитой необходимо заливать специально обработанным маслом (дегазированное и азотированное).
При эксплуатации трансформаторов с азотной защитой проверяется избыточное давление в системе (оно должно составлять 290 Па) и раз в шесть месяцев определяется чистота азота в надмасленном пространстве с помощью газоанализатора ВТИ-2 ГОСТ 5439-76 или хроматографическим методом.
9.6. Химическая защита масла от старения осуществляется с помощью ингибиторов окисления.
Количество ионола в свежем трансформаторном масле зависит от марки масла и должно быть не менее 0,2% массы.
В присутствии ионола процесс термоокислительного старения масла находится в индукционном периоде, который характеризуется малыми скоростями образования различных продуктов окисления и как следствие малым изменением показателей качества масла. Оптимальным содержанием присадки в масле является количество 0,2-0,3% массы. Ионол в масле находится в растворенном состоянии и практически не извлекается из масла различными адсорбентами при непрерывной регенерации.
Эффективность работы ионола как ингибитора окисления, значительно выше в глубоко очищенных маслах с малым содержанием ароматических углеводородов и смол, таких как масло гидрокрекинга марки ГК
9.6.2. При эксплуатации трансформаторного масла идет процесс непрерывного расхода ионола, скорость которого зависит от многих факторов и в первую очередь от температуры и концентрации кислорода в масле. С их увеличением растет и расход ионола.
При снижении концентрации ионола в эксплуатационном масле ниже определенного предела (ниже 0,1% массы) начинается процесс интенсивного старения масла, обусловленный значительным снижением стабильности против окисления. Снижение стабильности против окисления объясняется тем, что при малых концентрациях ионола в масле он перестает работать как ингибитор окисления и становится инициатором окисления.
Эксплуатация трансформаторного масла с содержанием ионола ниже 0,1% массы недопустима потому, что при этой возможно образование шлама и ухудшение эксплуатационных свойств масла, что ведет к значительному увеличению расхода силикагеля в фильтрах трансформаторов для поддержания эксплуатационных свойств масла или к необходимости последующей замены масла на свежее.
Поэтому необходимо в процессе эксплуатации контролировать содержание ионола и вводить его в масло при снижении концентрации ионола до 0,1% массы в количестве 0,2-0,3% массы.
Введение ионола в эксплуатационное масло, в котором образовался шлам, а также с КЧ более 0,1 мг КОН/г, неэффективно, поэтому перед введением присадки необходима регенерация такого масла крупнопористым адсорбентом (п.10.2).
9.6.3. Для определения содержания ионола в трансформаторном масле (свежем, эксплуатационном и регенерированном) на энергопредприятиях следует применять метод тонкослойной хроматографии (приложение 3).
9.6.4. Присадку ионол следует вводить в масло непосредственно в баке электрооборудования или на маслохозяйстве (для слитого из оборудования масла).
Ионол вводят в трансформатор следующими способами:
подача концентрированного раствора (до 20%) ионола через нижний боковой кран трансформатора в эксплуатационное масло;
долив трансформатора концентрированным раствором ионола через расширитель;
загрузка ионола в один из адсорбционных фильтров трансформатора вместо силикагеля и включения фильтра в работу.
Наиболее предпочтителен способ введения ионола посредством концентрированного раствора через нижний боковой кран трансформатора, так как обеспечивает быстрое и равномерное распределение присадки во всем объеме масла.
Технологическая схема подачи концентрированного раствора ионола в трансформаторное масло, залитое в оборудование, приведена на рис.3.
Концентрированный (до 20%) раствор ионола в свежем, сухом трансформаторном масле готовят на маслохозяйстве в специальном баке, который оборудуется мешалкой и подогревом. Нагрев бака может осуществляться электронагревателем или змеевиком, через который пропускается пар давлением 0,1-0,2 МПа или сетевая вода температурой 85-110°С. Вместо механической мешалки перемешивание раствора в баке может осуществляться путем барботирования его азотом.
Оптимальная температура приготовления раствора 60°С. Для приготовления раствора бак заполняется на 3/4 объема маслом, затем включается обогрев и при перемешивании масло нагревают до оптимальной температуры.
Постепенно мелкими порциями в бак вводят расчетное количество присадки при непрерывном перемешивании до полного ее растворения в масле. Затем готовый раствор из бака фильтруют и закачивают в специальную емкость, где он может храниться до введения его в эксплуатационное масло.
Рис.3. Технологическая схема подачи концентрированного раствора ионола в трансформаторное масло, залитое в оборудование:
Пунктиром обозначена линия введения раствора ионола в расширитель трансформатора
Нагрев масла до 60°С, а также его непрерывную циркуляцию в баке для приготовления раствора можно осуществлять с помощью вакуумного сепаратора типа ПСМ.
При заливе концентрированного раствора в трансформатор раствор должен удовлетворять норме по пробивному напряжению свежего масла для данного класса оборудования (для трансформаторов, оборудованных пленочной или азотной защитой, раствор должен быть дегазирован).
При обеспечении надежной герметичности схемы подачи раствора и требований техники безопасности ионол может вводиться по, схеме рис.3 в оборудование, находящееся под напряжением.
9.6.5. Определить количество ионола и свежего масла, необходимого для приготовления концентрированного раствора с целью стабилизации эксплуатационного масла, можно по формуле
n — задаваемое содержание присадки ионол в стабилизированном масле, % массы (до 20%);
где: q, — количество свежего трансформаторного масла, необходимого для приготовления концентрированного раствора, т;
9.6.6. Для продления срока службы эксплуатационных трансформаторных масел в трансформаторах 3 и 4 габаритов, а также для снижения tgδ можно использовать деактивирующие присадки антраниловая кислота, бетол и некоторые другие.
Эти присадки могут вводиться в масло в соответствии с Типовой инструкцией по продлению срока службы трансформаторных масел с помощью присадки «Антраниловая кислота». ТИ 2 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1982).
Оптимальное количество присадки «Антраниловая кислота» составляет 0,02-0,04% массы и при применении деактивирующих присадок необходимо отключение адсорбционных и термосифонных фильтров на начальной стадии эксплуатации масел с данными присадками»
10. РЕГЕНЕРАЦИЯ РАНОЮРМАТОРНОГО МАСЛА В ОБОРУДОВАНИИ
10.1. Непрерывная регенерация масла крупнопористыми адсорбентами с помощью адсорбционных и термосифонных фильтров в процессе эксплуатации позволяет удалить большую часть продуктов старения и замедлить процесс старения масла.
Однако при интенсивном старении масла, вызванном различными факторами (конструктивные дефекта, работа оборудования в перегруженном режиме, малое содержание антиокислительной присадки ионол в масле и другие) и отсутствием возможности своевременной замены адсорбента в термосифонных или адсорбционных фильтрах некоторые показатели качества масла могут превысить предельно допустимые значения и становится необходимой замена или регенерация масла. Регенерация значительно выгоднее, чем замена масла на свежее.
Необходимость регенерации масла крупнопористым адсорбентом возникает при превышении одного или нескольких показателей качества предельного значения таких, как:
наличие растворенного шлама в оборудовании свыше 220 кВ.
10.2. Регенерация масла осуществляется непосредственно в оборудовании с помощью маслорегенерационных установок.
Основной рабочий блок таких установок составляют перколяторы (адсорберы).
Технологическая схема регенерации трансформаторного масла крупнопористым адсорбентом непосредственно в оборудовании приведена на рис.4.
В качестве подогревателя масла можно использовать электроподогреватель установки ПСМ или УВМ. Совместное применение адсорберов и установки УВМ позволяет проводить регенерацию масла в оборудовании, находящимся под напряжением, при обеспечении полной герметичности технологической схемы и выполнении требований техники безопасности.
Оптимальная температура регенерации масла составляет 70-80°С Расход силикагеля зависит от степени старения масла и составляет 1-2% массы от регенерируемого масла.
В настоящее время промышленные установки для регенерации трансформаторных масел не выпускаются.
Маслорегенерационные установки по приведенной выше технологической схеме могут временно монтироваться рядом с оборудованием из штатного оборудования маслохозяйства или выполняться в передвижном варианте на автоприцепе.
10.3. В процессе регенерации масла рекомендуется определять следующие, показатели качества масла:
Рис.4. Технологическая схема регенерации трансформаторного масла крупнопористым адсорбентом непосредственно в оборудовании:
— содержание водорастворимых кислот;
Наиболее удобно осуществлять контроль за процессом регенерации масла по изменению кислотного числа.
После регенерации необходимо провести сокращенный анализ масла, определить tgδ при 90°С и отсутствие растворенного шлама (только для масел, в которых шлам был обнаружен до регенерации). Дополнительно необходимо определить содержание ионола и (или) стабильность против окисления. Показатели качества регенерированного масла (без слива из оборудования) должны удовлетворять нормам на эксплуатационное масло (см. табл.5) и иметь кислотное число w. Более 0,05 мг КОН/г, при нейтральной реакции водной вытяжки. В случае низкой стабильности против окисления регенерированного масла и (или) малого содержания антиокислительной присадки ионол (менее 0,1% массы) необходимо ввести ионол в количестве 0,2-0,3% массы в соответствии с п.9.6.4 настоящих Методических указаний.
11. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ОТРАБОТАННЫХ АДСОРБЕНТОВ
11.1. Применение синтетических адсорбентов для регенерации трансформаторных масел экономически рационально лишь при условии их многократного восстановления и повторного использования.
11.2. Проведенные ПО «Союзтехэнерго» исследования показали, что для энергопредприятий наиболее аффективен комбинированный вакуум-термический метод восстановления адсорбентов. Способ основан на удалении (испарении) нефтепродуктов и воды из пор и с поверхности адсорбентов при высокой температуре в вакууме. Технологическая схема установки для восстановления отработанных адсорбентов приведена на рис.5.
Для создания вакуума можно использовать вакуумные насосы и агрегата серий 2ДВН, АВР, АВЗ, ВН и некоторые другие (например, 2ДВН-500, ABP-I50,-АВЗ-90, ВН-1Г и другие). В качестве конденсатора-холодильника можно использовать кожухотрубчатые теплообменники или теплообменники типа «труба в трубе». Чем выше температура и ниже остаточное давление в процессе восстановления тем выше скорость и больше степень извлечения нефтепродуктов из адсорбентов.
11.3. Технологические параметры процесса восстановления определяются видом адсорбента и техническими характеристиками вакуумного оборудования. Крупнопористые адсорбенты (силикагель, активная окись алюминия, алюмосиликатный адсорбент) требует значительно более жесткого режима восстановления (более высоких температур и степени разряжения), чем цеолиты.
Однако температура восстановления силикагеля не должна превышать 400°С, так как при длительном воздействии более высоких температур он теряет механическую прочность и разрушается.
11.3.1. Для восстановления, крупнопористых адсорбентов рекомендуются следующие технологические параметры:
температура не менее 350°С (для силикагеля не выше 400°С);
остаточное давление не более 133 Па (I мм рт. ст.).
После восстановления при остаточном давлении 13.3 Па (0,1 мм рт. ст.) и температуре 350-400 0С силикагель КСКГ содержит не более 2% массы нефтепродуктов и обладает достаточно высокой адсорбционной способностью. (Отработанный силикагель КСКГ содержит около 40% массы нефтепродуктов и влаги).
Рис. 5. Технологическая схема установки для восстановления отработанных адсорбентов:
11,3.2. Для восстановления цеолитов рекомендуются следующие технологические параметры:
температура не ниже 200 0С
остаточное давление не более 1330 Па (10 мм рт. ст.).
Нефтепродукты находятся лишь на поверхности цеолитов и при их восстановлении главным является удаление воды из пор адсорбента. Восстановление цеолитов целесообразнее проводить в тех же адсорберах (патронах), в которых он используется для осушки трансформаторного масла.
Продолжительность процесса восстановления адсорбентов определяется количеством восстанавливаемого адсорбента и конструкцией установки.
11.4. При отсутствии на энергопредприятии вакуумных насосов или агрегатов, способных создавать средний вакуум [Рост не более 133 Па (I мм рт. ст.)], целесообразно проводить восстановление адсорбентов по двухстадийной технологической схеме, Данная схема включает следующие стадии процесса:
— предварительное удаление основной массы нефтепродуктов с поверхности адсорбентов (и частично из пор) при низком вакууме (Рост более 133 Па) и невысокой температуре (около 200°С);
— дожигание оставшихся нефтепродуктов кислородом воздуха при некотором разряжении.
Предварительное удаление нефтепродуктов позволяет значительно снизить температуру в зоне горения и предотвратить разрушение силикагеля.
В качестве вакуум создающего оборудования целесообразно в данной схеме использовать водокольцевые насосы ВВН (ВВН-1-1,5, BBH-I-3, ВВН-ЗН, BBH-I-6 и др.), а также паровые эжекторы.
Технологическая схема установки, изображенная на рис.5, применима к двухстадийному процессу, но при этом отпадает необходимость в защите вакуумного насоса от попадания паров нефтепродуктов и воды (адсорбционная ловушка 8).
11.5. После восстановления целесообразна проверка адсорбционной активности адсорбентов.
12. УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ МАСЛЯНОГО ХОЗЯЙСТВА
12.1. В соответствии с требованиями ПТЭ и нормативно-техническими документами по научной организации труда масляное хозяйство электростанций и предприятий электрических сетей находятся в подчинении электроцеха электростанции или службы изоляции и грозозащита предприятий электросетей.
12.2. Масляное хозяйство энергопредприятий различных типов (ТЭС, ГЭС, ПЭС) должны обеспечивать следующие технологические операции:
прием, хранение и выдача свежего масла;
обработка свежего масла;
слив подготовленного масла в оборудование;
слив отработанных масел из оборудования;
очистка и регенерация масла в работающем оборудовании;
сбор, хранение, регенерация и стабилизация отработанных масел, а также их сдача на приемные пункты нефтебаз;
учет расхода нефтепродуктов;
хранение, подготовка и восстановление адсорбентов и других вспомогательных материалов.
12.3. В настоящее время сооружение масляных хозяйств предусмотрено на всех ТЭС независимо от количества и единичной мощности установленного оборудования.
На ГЭС и ГАЭС в зависимости от конкретных условий имеются следующие разновидности масляных хозяйств:
стационарное, предназначенное для обслуживания только объекта базирования;
центральное, предназначенное для обслуживания (кроме объекта базирования) также и других объектов (например ГЭС каскада);
филиальное, предназначенное для обслуживания объекта базирования с использованием оборудования, средств и персонала центрального маслохозяйства.
На предприятиях электрических сетей масляное хозяйство, как правило, сооружается в составе ремонтно-производственных баз и мастерских по ремонту трансформаторов напряжением 330-750 кВ.
12.4. Для выполнения операций, указанных в п.12.2, в состав масляного хозяйства входит:
открытый склад хранения масел;
маслоаппаратная и складские помещения, расположенные в одном здании;
передвижное маслоочистительное оборудование.
12.4.1. Открытый склад должен быть оборудован баками для хранения свежих (не менее двух баков), отработанных и регенерированных масел, а также трубопроводами.
Вместимость одного бака для свежего масла должна быть не менее вместимости маслосистемы одного наиболее маслоемкого трансформатора или железнодорожной цистерны (рекомендуется не менее 70 м3).
Вместимость бака для отработанного или регенерированного масла должна быть не менее вместимости маслосистемы одного наиболее маслоемкого трансформатора.
Внутренняя поверхность маслобаков должна иметь маслобензостойкое антикоррозионное покрытие ГОСТ 1510-84. Баки должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами. Вокруг открытого склада хранения масел и вокруг баков должно быть обвалование для предотвращения растекания нефтепродуктов при повреждении баков.
12.4.2. Маслоаппаратная должна быть размещена в отдельном помещении и включать в себя следующее оборудование:
маслонасосы серии Ш или РЗ;
установки для очистки, осушки и регенерации масла (ПСМ, УН, цеолитовые установки и др.);
специальное оборудование для введения присадок;
жидкостные счетчики для учета, приема-выдачи масел;
раздаточная колонка для выдачи нефтепродуктов в автотранспорт;
Рекомендуется оснащать маслоаппаратную вакуумными насосами 2ДВН-500, ABP-I50, АВЗ-90, ВН-1Г и другими при отсутствии установок УВМ.
12.4.3. Для хранения, подготовки к работе (сушка и просеивание) и восстановление адсорбентов, а также других вспомогательных материалов должны быть оборудованы отдельные помещения.
12.4.4. Масляное хозяйство должно быть оборудовано средствами механизации погрузочно-разгрузочных работ (кран-балка, лебедка, автопогрузчик, захват для бочек и др.).
12.4.5. Масляное хозяйство может быть оборудовано различным передвижным оборудованием для обработки, регенерации, сбора и залива трансформаторных масел (передвижные емкости, передвижные установки типа УВМ, ПЦУ, У1М и др.).
12.5. Свежее и регенерированное трансформаторные масла одной марки могут храниться в одной емкости, если регенерированное масло отвечает всем требованиям ГОСТ или ТУ на свежее масло (см. табл. 1). Масла различных марок следует хранить отдельно.
12.6. Система коммуникаций трубопроводов должна быть выполнена в стационарном варианте.
Стационарные трубопроводы (напорные и сливные) изготавливаются из углеродистой стали. При временном пребывании в нерабочем состоянии они должны быть заполнены маслом и в них должно поддерживаться избыточное давление масла.
Перед каждой единицей маслонаполненного оборудования, к которой подходит стационарный трубопровод, должна быть оборудована пробоотборная точка.
Гибкие шланги, используемые при обработке масла передвижным оборудованием, перед применением должны быть тщательно осмотрены и промыты чистым маслом. Шланги, применяемые для чистого и для отработанного масла, должны иметь соответствующую маркировку и храниться с герметично закрытыми пробками.
13. УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАСЛЯНОГО ХОЗЯЙСТВА
13.1. Для обеспечения пожарной безопасности необходимо:
создать условия, снижающие или полностью исключающие возможность образования горючей паровоздушной смеси;
провести комплекс мероприятий по устранению источников загорания;
провести комплекс мероприятий, направленных на ограничение развития пожара и создание условий для успешного тушения начавшегося пожара.
13.I. I. К условиям снижающих возможность образования горючей паровоздушной смеси следует отнести:
безопасные температурные условия хранения;
применение герметичного оборудования;
поддержание нормальной воздушной среды в аппаратной;
обнаружение и ликвидация аварийно», загазованности;
безопасные способы и приемы ликвидации утечек масла.
13.1.2. К комплексу мероприятий по устранению источников загорания относятся следующие мероприятия:
регламентация размеров зон взрывоопасных концентраций;
использование искробезопасных материалов и инструмента;
устранение возможности контакта масла с веществами, способными взрываться и гореть;
применение технологических процессов и оборудования, удовлетворяющих требованиям электростатической искробезопасности.
13.1.3. Комплекс мероприятий по предотвращению развития пожара и созданию условий для его успешного тушения включает:
соблюдение противопожарных разрывов при размещении емкостей и складов масел;
защиту производственных коммуникаций от распространения огня (сооружение огнепреградителей, установка гидравлических затворов);
оборудование автоматической пожарной сигнализации аппаратной масляного хозяйства;
наличие первичных средств пожаротушения на территории склада и маслоаппаратной.
13.1.4. Аппаратная маслохозяйства и склада масла относятся к пожароопасным категориям В.
13.1.5. На территории масляного хозяйства курить, разводить огонь, пользоваться факелами, спичками, зажигалками, фонарями невзрывобезопасного исполнения запрещается.
13.1.6. Дороги, проезда, подъезды к сооружениям, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей, оборудования и пр.
13.1.7. При ремонте дорог необходимо следить за тем, чтобы:
были оставлены объезда шириной 3,5 м для проезда пожарных машин или устроены мостики через траншеи.
13.1.8. В летнее время на территории масляного хозяйства трава должна быть скошена и вывезена. Сушка скошенной травы и хранение сена на территории масляного хозяйства запрещается.
13.1.9. При выполнении ремонтно-монтажных работ огневые работы разрешается проводить на расстоянии не менее:
20 м от аппаратной по перекачке масел, резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров с маслом;
100 м от эстакады маслослива во время слива цистерн и 50 м, когда слив не производится;
20 м от узлов задвижек и мест утечек нефтепродуктов, канализационных колодцев промышленных и ливневых стоков.
13.1.11. Все огневые работы на территории и в помещениях масляного хозяйства должны выполняться в соответствии с действующей Инструкцией по проведению огневых работ на объектах Минэнерго СССР.
При производстве огневых работ в помещениях, в резервуарах, на резервуарах и на расстоянии менее 10 м от резервуаров газоанализатором должен быть взят анализ воздуха на отсутствие взрывоопасной смеси.
Суммарное содержание углеводородов не должно превышать 1000 мг/м3.
Производить огневые работы на резервуарах, емкостях без проведения их дегазации запрещается.
13.1.12. Резервуар, предназначенный для ремонта, после освобождения от масла должен быть:
отсоединен от всех трубопроводов (на отсоединенные трубопроводы должны быть поставлены металлические заглушки и составлена схема их установки, которая прикладывается к разрешению на производство огневых работ), все люки и лазы должны быть открыты;
хорошо проветрен с помощью искусственной вентиляции до температуры окружающей среды;
зачищен от остатков масла (с применением неметаллических инструментов).
13.1.13. По окончании подготовки резервуара к ремонту из него должна быть взята проба воздуха для определения возможности гудения на нем огневых работ. Пробы воздуха должны браться в нижней части резервуара из светового и замерного люков. Необходимо брать пробу воздуха на анализ и в процессе ведения работ, если сварочные работы проводятся с перерывом, на следующие сутки.
13.1.14. До начала проведения огневых работ на резервуаре и внутри него необходимо:
все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах (во избежание загорания паров и газов нефтепродуктов) прикрыть войлоком, который в жаркое время года должен смачиваться водой;
место электросварки оградить переносными асбестовыми или другими несгораемыми щитами.
13.1.15. В аппаратной до начала ремонтных огневых работ необходимо: