Навигация
— Разборка, очистка, дефектация;
— Устранение дефектов, замена асбестовой ткани, обезжиривание кислородной стороны рам и электродов, замена паронитовых прокладок;
— Сборка, пропаривание, гидравлические испытания»
Источник
Инструкция по ремонту электролизера СЭУ-20 — Технология проведения работ
Содержание материала
3.1. Общие указания по ремонту электролизера.
Все материалы, изделия, оборудование поступающие на электроэнергетическое предприятие должны проходить входной контроль в соответствие с требованиями инструкции [12].
Уплотнительные кольца из резины, паронита, картона, бывшие в употреблении дальнейшему использованию не подлежат.
При сборке фланцевых соединений руководствоваться требованиями и указаниями РД ЭО 0198-2000.
Перед началом разборки любого соединения его необходимо тщательно промыть и протереть.
При сборке и разборке электролизера необходимо пользоваться определенным инструментом: соответствующими ключами, медными выколотками и т.д.
При обнаружении дефектов (повреждений) во внутренних полостях аппарата и снаружи в обязательном порядке должен быть поставлен в известность мастер бригады, выполняющей работы, старший мастер участка ГК и составлен акт дефектации (см. приложение 1) и определен дополнительный объем работ по устранению этого дефекта, если необходимо.
Демонтированные детали (концевые плиты, диафрагменные рамы, и др.) должны быть промыты, насухо протерты и уложены на деревянные, резиновые подкладки или в металлические поддоны, для исключения повреждения сопрягающихся поверхностей. Необходимо также следить за состоянием посадочных и уплотнительных поверхностей деталей и тщательно оберегать их от забоин и повреждений. Приготовленные к монтажу детали (узлы) должны быть закрыты и находиться в отдельном месте ремонтной зоны, где меньше пыли и испарений.
Помечать взаимное расположение деталей (менять их местами запрещается) и обе стороны симметричных деталей;
В технических требованиях на сборку ответственных резьбовых соединений указываются предельные значения крутящего момента, которым должны быть затянуты гайки или винты. Моменты затяжек, выдерживаемые при сборке, устанавливаются обычно в зависимости от номинального диаметра резьбы, с учетом материалов, из которых изготовлены крепежные детали. Для указанных выше соединений и сталей, марок 30 — 35 (ГОСТ 1050—88) величина моментов затяжки принимается следующая.
Источник
Электролизер сэу 4м ремонт
5.13.1. Устройство и эксплуатация электролизных установок должны соответствовать требованиям Госгортехнадзора России.
Электролизные установки на электростанциях работают под избыточным давлением до 10 кгс/см2 (1 МПа), поэтому на них распространяются правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
При эксплуатации стационарных электролизных установок следует руководствоваться требованиями Правил безопасности при производстве водорода методом электролиза воды (М.: Металлургия, 1974), Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (М.: НПО ОБТ, 1997), Общих правил взрывобезопасности химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (М.: Металлургия, 1988).
20 июня 1997 г. вышел в свет Федеральный закон РФ «0 промышленной безопасности опасных производственных объектов», в котором определяются правовые, экологические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов. Согласно перечню, приведенному в приложении 1 к Закону, установки по производству водорода методом электролиза воды отнесены к категории опасных производств. По Федеральному закону (статья 6) эксплуатация электролизной установки должна осуществляться на основании соответствующей лицензии. В соответствии со статьей 15 должно быть обязательное страхование ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов и страхование гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде.
5.13.2. При эксплуатации электролизных установок должны контролироваться: напряжение и ток на электролизерах, давление водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений между системами водорода и кислорода, температура электролита в циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.
Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены на основе инструкции завода изготовителя и проведенных испытаний и строго соблюдаться в эксплуатации.
Напряжение на электролизерах контролируется по вольтметрам, установленным на щитах постоянного тока. Напряжение на ячейках электролизеров проверяют с помощью переносных вольтметров постоянного тока. Напряжение на каждом электролизере должно быть равно сумме напряжений на его ячейках.
Напряжение на ячейке электролизера складывается из следующих величин:
где Е — термодинамически обратимое (так называемое теоретическое напряжение разложения воды;
h к и h а — соответственно катодное и анодное «перенапряжения» на электродах
å IR — сумма потерь напряжения в электролите и диафрагме.
Абсолютное значение каждой составляющей баланса напряжения и ее напряжении зависят от эксплуатационных факторов и от конструкции электролизера (плотность тока, температура электролита, расстояние между электродами, материал и характер обработки электродов).
Зависимость напряжения на ячейке электролизера от плотности тока, температуры и давления может быть выражена следующей эмпирической формулой:
где U — напряжение на ячейке, В;
I — плотность тока, А/см 2 ;
t — температура электролита, °С;
P — давление в электролизере, кгс/с 2 .
Чем ниже напряжение на ячейке электролизера, тем меньшую он потребляет мощность. С ростом температуры электролита напряжение электролизера снижается поэтому энергетически выгодно было бы эксплуатировать электролизеры при повышенных температурах (при работе под давлением — с температурой 100 °С и даже выше). Однако с ростом температуры электролита усиливаются коррозионные процессы и значительно ускоряется старение прокладочного материала паронита. Поэтому для небольших электролизных установок на электростанциях основное значение имеет надежность оборудования и длительность работы между ремонтами, температуру электролита следует поддерживать 60-75 °С, а в тех случаях, когда не требуется работа электролизера с полной нагрузкой, желательно поддерживать 40-50 °С. При этом для сохранения нужной производительности электролизера следует повышать напряжение.
Повышение напряжения на электродах одной ячейки электролизера по сравнению с другими ячейками на 0,3 В и более может явиться следствием закупорки отверстия для выхода одного из газов или отверстия для подвода электролита и воды из нижнего коллектора. Понижение напряжения на ячейке (или группе ячеек) на 0,3 В и более по сравнению с другими ячейками обычно является следствием нарушения циркуляции в соответствующей зоне электролизера и повышения в ней температуры электролита.
Распределение напряжения по ячейкам работающего электролизера следует проверять не реже 1 раза в месяц. Измерять следует напряжение между двумя соседними биполярными электродами, но не между двумя соседними диафрагменными рамами.
Ток в электролизерах контролируется по амперметрам, установленным на щитах постоянного тока. Ячейки каждого электролизера соединены последовательно, поэтому ток в каждой ячейке в первом приближении равен току в электролизере. Из-за наличия утечки тока по коллекторам электролизеров, заполненным электролитом, ток в крайних ячейках несколько больше, чем в средних.
Значение тока определяется потребностью в водороде и может колебаться от 10-20 до 150 % номинального. Однако при очень низких нагрузках возможно ухудшение качества вырабатываемых газов (в первую очередь, кислорода) из-за возрастания удельного веса побочных электрохимических процессов.
При высоких нагрузках, превышающих номинальную для данного типа электролизера, могут возникнуть местные перегревы ячеек или повыситься общая температура аппарата. При изменении плотности тока на 0,01 А/см 2 (соответствует изменению тока на электролизере СЭУ-4м на 13 А, на электролизерах СЭУ-8 на 50 А и электролизере СЭУ-20 на 60 А) напряжение на ячейке меняется в зависимости от температуры на 0,02-0,25 В. Таким образом, небольшим изменениям напряжения соответствуют значительные колебания тока.
С повышением нагрузки возрастает напряжение на электролизере и повышается удельный расход электроэнергии вследствие роста необратимых потерь энергии в ячейках.
Производительность электролизеров определяется по формуле
где П — производительность электролизера, м 3 /ч водорода с пересчетом на сухой газ при атмосферноом давлении и температуре;
0,000419 — электрохимический эквивалент водорода, показывающий, какое объемное количество газа выделяет 1 а • ч;
n — количество ячеек в электролизере;
B н т — выход по току для водорода (относительная доля тока, используемая для выделения водорода в катодных зонах ячеек).
Значение B н т в зависимости от конструкции электролизера и режима его работы, составляет 0.94-0.99.
Давление водорода и кислорода зависит от выработки и расхода водорода. Давление водорода в системе должно превышать давление в ресиверах не более чем на 0,5 кгсА (50 кПа). Благодаря работе поплавкового клапана в регуляторе — промывателе кислорода — давление его в системе поддерживается равным давлению водорода.
Если кислород выпускается в атмосферу, его давление в трубопроводе от регулятора-промывателя до гидрозатвора превышает атмосферное, примерно, на 0,1 кгс (10 кПа). Если кислород собирается в ресиверы и утилизируется, его давление в ресиверах должно быть ниже, чем давление водорода.
Равенство давлений водорода и кислорода в регуляторах-промывателях является одним из основных условий безопасной эксплуатации электролизной установки, как при возникновении опасного перепада давлений возможно передавливание из водородной системы в кислородную (или наоборот), смешение газов и образование взрывоопасной смеси. Давление газов контролируется по манометрам, установленным на аппаратах и трубопроводах.
Уровни жидкости в аппаратах контролируются по указателям уровня, расположенным на разделительных колонках и на регуляторах-промывателях. В разделительных колонках (при работе электролизной установки в установившемся режиме) уровни электролита зависят только от его концентрации (плотности) и стабильны с режимом работы электролизера.
В регуляторах-промывателях кислорода уровни воды располагаются на высоте закрытия поплавкового клапана для выпуска кислорода и колеблются около этого положения. В регуляторе-промывателе водорода уровень воды при работе установки в стабильном режиме автоматически поддерживается на высоте штуцера автоматической подпитки, соединяющего регулятор-промыватель водорода с питательным баком.
Наличие в аппаратах стабильных уровней жидкости, разделяющей водородную и кислородную системы, также является одним из основных условий безопасной эксплуатации электролизных установок.
Температура электролита зависит, в основном, от нагрузки электролизера и температура электролита зависит, в основном, от нагрузки электролизера и от интенсивности охлаждения электролита в разделительных колонках. Температуру электролита поддерживают постоянной, периодически регулируя количество воды, поступающей в змеевики разделительных колонок.
Чистота водорода и кислорода является важнейшим показателем технологического режима электролизной установки. Нормально работающая установка вырабатывает газы высокой чистоты (водород 99,5-99,9 %). Чистота газов контролируется непрерывно с помощью автоматических газоанализаторов и периодически — химическими анализами. Чистота кислорода должна контролироваться независимо от того используется ли кислород или выбрасывается в атмосферу, так как загрязнение кислорода более заметно и оно чаще создает опасность взрыва.
Температура водорода в установке осушки проверяется периодически. На электролизных установках СЭУ-4 и СЭУ-8 осушка водорода осуществляется путем его охлаж дения в испарителе холодильной машины до -5 °С. При такой температуре из водорода удаляется в испарителе основное количество содержащихся в нем водяных паров.
Такие температуры свидетельствует о необходимости отключения компрессора холодильной машины для оттаивания льда и «снеговой шубы» в испарителе, в электролизных установках СЭУ-10х2 и СЭУ-20х2, где применяются схемы ионной осушки водорода и кислорода, следует контролировать температуру газов регенерации силикагеля. Температура газа на входе в горячий регенериру-адсорбер-осушитель должна составлять 200-220 °С, температура газа на выходе адсорбера в конце регенерации достигает 100-110 °С и стабилизируется на этом уровне.
В электролизных установках, где применяются схемы осушки водорода с вакуумно-термической регенерацией сорбента, следует контролировать подачу водорода в адсорбере, где проходит регенерация силикагеля. В начальный период регенерации силикагеля в адсорбере поддерживается вакуум 70-75 мм рт.ст. При окончании процесса регенерации силикагеля, давление в адсорбенте снижается и становится постоянным (40-60 мм рт.ст.). Во время регенарации силикагеля в адсорбер подается водород в количестве 2-3 м 3 /ч.
Если на электролизной установке применяется аппаратура для очистки водорода и смеси кислорода, то контролируется также температура водорода на выходе из шовителя, которая должна составлять 70-130 °С.
Содержание водорода в помещениях электролизной установки (в помещении электролизеров и в помещении датчиков газоанализаторов) должно контролироваться с помощью автоматического газоанализатора, дающего сигнал при повышении содержания водорода в воздухе в верхних зонах указанных помещений до 0,4 % (10 % -го предела взрываемости смеси водорода с воздухом).
При повышении содержания водорода в воздухе в верхних зонах до 1 % (25 % от нижнего предела взрываемости) по показанию автоматического газоанализатора технологическое оборудование помещения, где завышено показание водорода, должно быть немедленно оставлено.
Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть выявлены на основе инструкции завода-изготовителя и проведенных испытаний , а также соблюдаться при эксплуатации.
5.13.3. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:
· разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м 2 (2 кПа);
· содержании водорода в кислороде 2 %;
· содержании кислорода в водороде 1 %;
· давлении в системах, выше номинального;
· межполюсных коротких замыканиях;
· однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);
При исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.
При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 °С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % на щит управления должен подаваться сигнал.
После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.
Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.
Отключение электролизной установки при увеличении разности давлений между водородом и кислородом предупреждает смешение газов и обеспечивает безопасность эксплуатации.
Уровень воды, поддерживаемый в водородной системе устройством автоматической подпитки, должен быть на 60-80 мм ниже, чем уровень закрытия поплавкового клапана в регуляторе-промывателе водорода (рис. 5.13.1).
Рис. 5.13.1. Уровни воды в регуляторах – промывателях водорода и кислорода:
1- регулятор-промыватель водорода; 2 – регулятор-промыватель кислорода; 3 – уравнительный бак; 4 – уровень закрытия клапана в регуляторе-промывателе водорода; 5 – уровень подпитки из уравнительного бака; 6 – уровень закрытия клапана в регуляторе – промывателе кислорода; 7 – подпитывающий штуцер.
При неисправности клапанов в регуляторах-промывателях, при утечке воды или электролита из системы, а также при опорожнении питательного бака нормальное положение уровней воды в регуляторах — промывателях нарушается.
Благодаря наличию связи по жидкости между регуляторами-промывателями и другими аппаратами установки измерение перепада давлений и связанные с этим системы защиты и сигнализации позволяют предупредить любые неполадки, связанные с неисправностью поплавковых регуляторов-промывателей, с образованием опасной утечки газов, воды или электролита, а также с возможными ошибками персонала при переключении вентилей.
Изменение уровней воды в регуляторах-промывателях газов в пределах ±200 мм не представляет опасности для работы установки, так как при таком смещении уровней водород и кислород остаются надежно разделенными гидравлическим затвором. Однако дальнейшее увеличение разности давлений указывает на наличие неисправности, которая должна быть своевременно устранена с тем, чтобы не допустить возникновения опасной ситуации на установке.
Чистота газов, выработанных электролизной установкой, контролируется непрерывно действующими автоматическими газоанализаторами.
Обычно применяются термохимические газоанализаторы ГТХ-1-11 для контроля примеси кислорода в водороде и ГТХ1-21 для контроля содержания водорода в кислороде. Работа этих приборов основана на измерении теплового эффекта реакции каталитического сжигания горючей примеси в окислителе (кислороде) или сжигания примеси окислителя в горючем газе. Шкала газоанализатора ГТХ-1-21 0-2% водорода с ценой деления 0,1 %, газоанализатора ГТХ-1-11 — 0-1 % кислорода с ценой деления 0,05 %.
Вторичные приборы газоанализаторов имеют сигнальное устройство и снабжены диаграммами для записи показаний приборов. При содержании кислорода в водороде более 1 % или содержании водорода в кислороде более 2 % устройство обеспечивает срабатывание защиты.
Установка должна автоматически отключаться также при росте давления в системе более 10 кгс/см 2 (1 МПа). Если закрыт один из вентилей для подачи водорода в ресиверы и к потребителю или замерзла вода, выделившаяся в трубопроводе водорода, давление в аппаратах начинает подниматься. Рост давления возможен также при «перепитке» системы водой: если в аппаратах по какой-либо причине давление быстро снизится (переход с одного ресивера на другой, резкое увеличение расхода водорода и т.д.), газ в питательном баке расширится, выдавливая воду в регулятор-промыватель водорода, что может привести к закрытию обоих поплавковых клапанов и росту давления в системе.
Защита от нарушения изоляции полюсов электролизеров по отношению к земле предназначена для действия на отключение электролизеров с центральным отводом газа в случаях нарушения изоляции одного полюса электролизера относительно земли или нарушения равенства распределения напряжения между половинами электролизера, которое может вызываться технологическими причинами. Работа защиты при нарушении изоляции одного полюса возможна лишь при надежном заземлении средней точки электролизера.
Защита работает по мостовому принципу. Между средней точкой делителя напряжения, подключенного к шинам питания каждого электролизера, и средней точкой электролизера включено реле максимального напряжения. Защита должна срабатывать, если разность напряжений в обеих половинах электролизера превышает 10 В. В мостовой схеме напряжение между средними точками делителя и нагрузки равно половине вышеуказанной разности. Поэтому уставка защиты должна быть
Защита от межполюсных КЗ отключает установку при увеличении тока на электролизере выше максимально допустимого значения. Защита от исчезновения напряжения на двигателях-генераторах со стороны переменного тока предотвращает изменение полярности электролизеров, возможное при кратковременном исчезновении напряжения.
Срабатывание всех видов защит должно сопровождаться поступлением сигнала с щита управления. На местном щите контроля и сигнализации электролизной установки автоматическое отключение фиксируется выпадением соответствующего указания.
После отключения установки защитой аппаратура остается под давлением водорода и кислорода. Уровни жидкости в аппаратах могут смещаться и на остальных электролизерах, поэтому для предотвращения смешения водорода с кислородом оперативный персонал должен прибыть на отключенную защитой установку не позднее чем через 15 мин. после отключения.
Выяснение причины отключения электролизной установки производится по указателям, расположенным на щите сигнализации в помещении электролизной установки. Проверив положение указателей, оперативный персонал должен обследовать оборудование, обратив внимание на положение уровней воды в аппаратах, на показания манометров, дифференциального манометра и автоматических газоанализаторов.
Кроме сигналов о работе защиты, срабатывание которых вызывает отключение образовательных агрегатов (двигателей-генераторов), на щит управления под предупредительные сигналы о нарушениях, не требующих немедленного отключения.
Сигнал о повышении температуры электролита до 70°С свидетельствует о появлении отклонений от технологического режима и о необходимости устранений, которые могли вызвать повышение температуры электролита. Температура на ограничение работы электролизера (80 °С) вызвано недостаточной стойкостью электролизера к воздействию щелочного раствора и кислорода при повышении температуры. При появлении такого сигнала нужно проверить положение уровня в делительных колонках, открытие вентиля автоматической подпитки, подач> змеевики разделительных колонок, убедиться в том, что вентили на трубоциркуляции электролита открыты, проверить значение тока..
Известно, что водород образует с воздухом опасные смеси, способные взрываться при содержании водорода в воздухе от 4 до 75 %. При появлении предупредительного сигнала об увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % необходимо проверить герметичность аппаратов и арматуры и устранить нарушения.
5.13.4. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурного персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале (картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.
При осмотре установки оперативный персонал должен проверять:
• соответствие показаний дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера;
• положение уровней воды в регуляторах давления отключенного электролизера;
• открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов давления отключенного электролизера;
• наличие воды в гидрозатворах;
• расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);
• нагрузку и напряжение на электролизере;
• температуру газов на выходе из электролизера;
• давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;
• давление инертного газа в ресиверах;
• влажность водорода после узла осушки.
При осмотрах электролизной установки должны проверяться и при необходимости корректироваться параметры технологического режима. Персонал, обслуживающий электролизную установку, должен следить за температурой электролита, регулируя в случае необходимости количество воды, поступающей в змеевик разделительных колонок.
Процесс изменения температуры электролита даже в малых установках инерционен по времени, однако для изменения температуры достаточно (особенно в электролизере с усиленной циркуляцией электролита) небольшого изменения количества воды, протекающей через змеевики разделительных колонок. Регулировать температуру электролита персоналу приходится редко, за исключением тех случаев, когда по условиям потребления газов периодически меняется давление или производительность установки.
Персонал, осматривающий установку, должен периодически (по графику) заполнять конденсатом или обессоленной водой, питательные баки. При осмотрах персонал производит необходимые переключения в схеме осушки газов, выводит осушители на регенерацию, на охлаждение и т.д., отключает для оттаивания холодильную машину, сливает воду из испарителя. При изменении параметров пара, поступающего на прогрев регенерируемого адсорбера, или изменении работы холодильной машины меняется работа узла осушки водорода, что может привести к недостаточной осушке водорода и перемерзанию трубопровода, идущего к ресиверам, а в летний период — к попаданию увлажненного водорода в корпус генератора. Поэтому для контроля влажности водорода необходимо один раз в сутки проверять его точку росы.
Регулярный (не реже 1 раза в смену) осмотр электролизной установки обеспечивает контроль технологического режима электролизера и его вспомогательного оборудования.
Проверка положения уровней воды в регуляторах-промывателях отключенного электролизера позволяет определить состояние вентилей неработающего оборудования.
При проверке нагрузки и напряжения электролизера персонал должен убедиться в постоянстве режима работы электролизера как наиболее экономичного.
О поддержании заданного теплового режима, определяющего долговечность материалов электролизной установки, можно судить по температуре газов на выходе электролизера.
При проверке давления водорода и кислорода в системе необходимо убедиться об отсутствии перепада давлений между водородом и кислородом, что является основным условием безопасности. Рост давления также возможен, если закрыт один из вентилей подачи водорода в ресиверы и к потребителю или замерзла вода, выделившаяся в трубопроводе водорода.
Проверка наличия давления инертного газа в ресиверах для водорода указывает на отсутствие утечки и плотность закрытия вентилей.
5.13.5. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч.
Так как в электролитическом водороде имеется только примесь кислорода, анализ сводится к определению этой примеси. Проще всего поглотить кислород в измеренном объеме газа, оставшийся объем можно принять за водород. Такой химический анализ обычно выполняется на газоанализаторе КГА2-1.
Анализ кислорода, содержащего водород в качестве примеси, производится с помощью газоанализатора Гемпеля (ГК-1) путем поглощения кислорода медноаммиачным раствором и измерения объема непоглощенной части пробы. Преимущество анализа кислорода на электролизных установках прибором Гемпеля заключается в том что при любых ошибках персонала в проведении анализа показания будут занижаться (фактически чистота кислорода будет выше измеренной). Это повышает безопастность эксплуатации установки.
Для анализа кислорода можно пользоваться также петлей с окисью меди газоанализатора КГА2-1. Однако этот метод значительно сложнее и занимает большое время. Лучшие результаты могут быть достигнуты при определении примеси водорода в кислороде на приставке к газоанализатору КГА2-1, представляющей собой стеклянную трубку с катализатором, при пропускании газа через которую содержащийся в газе водород соединяется с кислородом.
5.13.6. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресивере предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 мес, а предохранительные клапаны на ресиверах — не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистым воздухом.
Проверка предохранительных клапанов перед пуском установки и в процессе ее эксплуатации производится на стенде. Проверяется установочное давление, плотность затвора и разъемных соединений. Предохранительные клапаны электролизных установок не имеют приспособлений для принудительного открывания их во время работы, так как проверка предохранительных клапанов на аппаратах установки недопустима и может привести к смешению газов и взрыву.
Перед проверкой клапанов электролизная установка должна быть отключена и продута азотом; ресиверы должны быть отключены, заглушены и продуты углекислотой (или азотом) и затем воздухом. Каждая проверка предохранительного клапана должна фиксироваться в специальном журнале.
5.13.7. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверах, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотные обратные клапаны.
Обратные клапаны необходимы для предупреждения проникновения водорода и кислорода в аппараты электролизной установки при ее отключении технологической защитой. Газоплотность обратных клапанов должна периодически (не реже 1 раза в 3 мес.) проверяться. Для проверки электролизную установку отключают, закрывают вентили на трубопроводах водорода и кислорода, выпускают в атмосферу газы из участков труб перед обратными клапанами, затем фиксируют отсутствие роста давления на этих участках по манометрам.
На трубопроводах подачи конденсата (обессоленной воды) в питательные баки также должны быть установлены обратные клапаны, которые предотвращают передавливание воды и водорода из питательных баков в трубопроводы. Эти клапаны также должны периодически проверяться на плотность.
5.13.8. Для питания электролизера должна применяться дистиллированная вода (обессоленная вода, конденсат). При этом удельная электропроводность воды должна быть не более 5 мкОм/см (или удельное сопротивление не менее 200 кОм/см).
Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия (КОН): технический высшего сорта (ГОСТ 9285-78), поставляемый в виде чешуек или марок ЧДА, Ч (ГОСТ 24363-80).
Степень очистки воды, питающей электролизер, от солей имеет первостепенное значение для длительного сохранения оптимальных технологических показателей работы электролизеров. Соли накапливаются в электролите, оседают на диафрагмах и электродах электролизера. Особую опасность представляет попадание в элекгролизеры продуктов коррозии — окислов железа, так как они, восстанавливаясь на катодах, образуют губчатое железо, загрязняющее диафрагменную ткань и способствующее усилению побочных электрохимических процессов и загрязнению газов, вырабатываемых электролизером, главным образом, кислорода.
Карбонаты, и в особенности хлориды, накапливаясь в электролите, усиливают коррозию деталей электролизеров.
Конденсат или обессоленная вода на тепловых электростанциях обычно обладают достаточной чистотой для питания электролизеров. При подаче воды в питательные баки электролизной установки следует дренировать первые порции воды, имеющие повышенное содержание железа.
5.13.9. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99,5 % (в электролизных установках; СЭУ-4М и СЭУ-8М не ниже 99 %), а кислорода — не ниже 98,5 °
Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения разрешается только после достижения указанной чистоты водорода и кислорода.
Нормально работающая электролизная установка производит газы высокой чистоты. При работе с низкими нагрузками чистота газов (в особенности кислорода) может снижаться. Чистота может снижаться также при нарушениях в работе электролизеров (закупорке отверстий в диафрагменных рамах, разрыве асбестовой диафрагменной ткани, загрязнении аппарата шламом).
Наиболыпую опасность представляет резкое снижение чистоты водорода и кислорода с образованием в одном из аппаратов взрывоопасной смеси кислорода с водородом. Это возможно при неправильном по полярности подключении к электролизеру источника тока, а также при перемагничивании генераторов постоянного тока после кратковременного отключения. Для предупреждения этого полярность электролизеров обязательно должна проверяться, а в цепи постоянного тока должно быть реле обратного тока, предотвращающее работу электролизера с обратной полярностью.
Опасное загрязнение одного из газов может также произойти при прямом проникновении водорода в кислород (или кислорода в водород) при снижении уровня воды в системе.
Во всех случаях загрязнения кислорода и снижения его чистоты ниже 98,0 % и загрязнения водорода и снижения его чистоты ниже 99,0 % электролизер должен быть отключен, давление газов в системе снижено до 0,1-0,2 кгс/см 2 (10-20 кПа), и в систему подан азот для продувки.
Нельзя поднимать давление в аппаратах, если нет уверенности в высокой чистоте водорода и кислорода, так как опасностъ взрыва возрастает с повышением давления.
5.13.10. Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80 °С, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера — не выше 20 °С.
Основное значение в поддержании стабильного теплового режима аппарата и отвода тепла циркулирующим в системе электролитом. Чем быстрее движется электролит, тем меньше он должен охлаждаться в разделительных колонках для того, чтобы температура ячеек, находящихся далеко от колонок, не повышалась до недопустимой. Поэтому при условии циркуляции наиболее горячие ячейки мало отличаются по температуре от интенсивно охлаждаемых. Однако неравномерность нагрева разноудаленных от циркуляционного контура ячеек при усилении естественной циркуляции полностью не устраняется, особенно для электролизеров СЭУ-4М, имеющих высокую плотность тока, и для электролизеров СЭУ-20 с узкими каналами. Неравномерность увеличивается в том случае, если применяются торцовый отвод газов и торцовый подвод электролита.
Температуру электролита определяют по показаниям термометров, установленных на выходе газов из электролизера.
Дополнительно контролируется температура отдельных ячеек электролизера. Этот вид контроля на большинстве установок осуществляется с помощью жидкостных термометров, которые укрепляются или укладываются на ячейки и изолируются асбестом. Можно контролировать температуру отдельных ячеек электролизеров с помощью термощупов.
В электролизерах с центральным отводом газов и подводом электролита наиболее нагретыми являются пятые-десятые ячейки от монополярных плит, наиболее холодными — центральные ячейки. В электролизерах с торцовым отводом газов и подводом электролита наиболее горячими являются двадцатые-двадцать пятые ячейки от разделительных колонок, а при наличии устройства для двустороннего подвода электролита — центральные ячейки.
При устойчивом увеличении температурной неравномерности по длине электролизера до 20 °С и выше необходимо ограничить токовую нагрузку или снизить давление газов, чтобы температура наиболее горячих ячеек не превышала 80 °С.
5.13.11. При использовании кислорода для нужд электростанции давление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживаться ниже давления в ресиверах водорода.
При нормальной работе электролизной установки водород аккумулируется в ресиверах и расходуется при болыпем давлении, чем кислород. Схема автоматического поддержания равенства давлений газов работает таким образом, что клапан регулятора-промывателя кислорода большей частью закрыт, в то время как клапан регулятора-промывателя водорода практически всегда открыт.
Водород свободно проходит в ресиверы и к потребителям, а кислород накапливается в газовом пространстве регулятора-промывателя. Поэтому давление кислорода внутри установки растет быстрее, чем давление водорода, поплавок в регуляторе-промывателе кислорода опускается и открывает клапан для выхода избытка газа. Так как уровень воды в регуляторе-промывателе кислорода определяется высотой открытия поплавкового клапана, а уровень воды в регуляторе-промывателе водорода определяется высотой подпитывающего штуцера, то подпитка системы водой из уравнительного бака производится в регулятор-промыватель водорода.
Если давление кислорода в ресиверах в какой-то момент станет выше, чем давление водорода, система регулирования должна будет ограничивать выпуск из установки в ресиверы, при этом рабочим органом регулирующей систему клапанов в регуляторе-промывателе водорода, который должен будет периодически открываться и выпускать избыток водорода в ресиверы, находящиеся под меньшим давлением, чем система.
Уровень воды в регуляторе давления водорода поднимется до высоты закрытого клапана, а в регуляторе давления кислорода уровень воды будет опускаться для ее расходования на электролиз. При этом штуцер автоматической подпитки водорода будет закрыт водой и подпитка происходить не будет. Установка через некоторое время отключится автоматической защитой от увеличения давлений между газами. Для предотвращения этого процесса и должно выполнено указанное выше требование.
5.13.12. Перед включением электролизера в работу все аппараты и проводы должны быть продуты азотом. Чистота азота продувки должна быть не ниже 97,5 %. Продувка считается законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает, продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом запрещается.
Продувка азотом всех аппаратов и трубопроводов электролизной установки перед пуском необходима для предупреждения образования взрывоопасной смеси кислорода с воздухом. Для продувки может применяться азот.
Азот удобнее всего подводить к питательному коллектору электролизера в этом случае продуваются равномерно и водородная и кислородная аппаратура. Исключение должно быть сделано только для установок, у которых питательный конец соединяется с анодной зоной ячеек. Для этих аппаратов подвод азота нужно осуществлять в трубопровод, соединяющий по электролиту разделительные колонки полагая трубопровод подвода азота ближе к разделительной колонке.
Давление азота при продувке должно поддерживаться в рамке в г 2-3 кгс/см 2 (200-300 кПа), расход азота регулируется вентилем на входе систему электролизера. Продувка обычно ведется по рабочей схеме таким образом чтобы азот последовательно проходил все аппараты и трубопроводы и выбрасывался в атмосферу в последнем звене технологической цепочки, отсекающим ресиверы.
При продувке проверяют работу указателей уровня, манометров и положение регуляторов-промывателей газов. Одновременно с водородной частью устанавливают и продувают и кислородную, что необходимо для регулирования давлений и уровня продувки кислородной стороны производят с выпуском газа через гидрозатвор.
Окончание продувки определяют по химическому анализу газа. Если продуваемый газ содержит более 97 % азота (менее 3 % кислорода). установка считается законченной , можно закрыть подачу азота и вентили для выпуска газов в атмосферу. Также установка должна находиться под небольшим избыточным давлением азота, равным высоте столба воды в гидрозатворе для кислорода.
Нельзя пользоваться для продувки аппаратуры углекислым газом, так как он интенсивно поглощается электролитом с образованием карбоната.
5.13.13. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/см 2 (50 кПа).
При обслуживании электролизных установок следует избегать резких изменений давления в аппаратах. Поэтому не следует подключать установку к ресиверам при большой разности давлений. Однако превышение давления водорода в электролизере над давлением в ресиверах не должно быть менее 0,5 кгс/см 2 (50 кПа), так как при неплотности обратного клапана на трубопроводе и отсутствии превышения давления в системе возможно протекание водорода из ресиверов в аппараты установки с улутшением нормальной работы регулирующей системы.
5.13.14. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85 %, а при вытеснении водорода — 95 %.
Вытеснение воздуха или водорода азотом должно производиться, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигает 97 %.
При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они должны предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20 %.
Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99 %.
Продувка заполненных воздухом ресиверов инертным газом является обязательной, вытеснение воздуха из ресиверов непосредственно водородом, во избежание образования взрывоопасной смеси, запрещается. Углекислый газ подают в нижнюю часть ресивера, а воздух выпускают из верхней части (азот можно вводить и в верхнюю часть ресивера). Обычно для продувки одного ресивера вместимостью 10м 3 требуется 1,5 баллона углекислоты или 4-5 баллонов азота.
Углекислый газ больше сужает границы воспламеняемости смеси водорода с воздухом, чем азот. Так, например, смесь водорода с кислородом и азотом не взрывается и при содержании в ней азота 94 % и выше, а смесь водорода с кислородом и углекислотой при продувки ресиверов инертным газом необходимо поднять в них давление до 0,1-0,2 кгс/см 2 (10-20 кПа) и закрыть все вентили, кроме кранов манометров.
Для удаления азота или углекислого газа водород подается в верхнюю часть ресивера, а инертный газ удаляется из нижней части. Вытеснение азота или углекислого газа производится до тех пор, пока содержание водорода в выдуваемом из ресиверов газе не повысится до 99,0 %. Тогда можно закрыть продувочные вентили и приступить к повышению в ресиверах давления.
При вытеснении водорода углекислым газом продувка производится до содержания углекислого газа в верхней зоне ресиверов не менее 95 %, так как такая смесь с запасом обеспечивает невзрывоопасность газа при его смешении с воздухом в любой пропорции. При вытеснении водорода азотом содержание последнего в верхней зоне ресиверов не должно быть менее 97 %, т.е. содержание водорода не должно быть более 3 %.
Продувка ресиверов воздухом перед внутренним осмотром обязательна для обеспечения безопасности персонала.
При выводе ресивера или группы ресиверов в ремонт или при подготовке их к внутреннему осмотру заглушки на трубопроводах, связывающих эти ресиверы с другими, находящимися под давлением водорода, должны устанавливаться после вытеснения водорода инертным газом и перед продувкой ресиверов воздухом. Если устанавливать заглушки после продувки ресиверов воздухом, то за промежуток времени между продувкой ресиверов и их отглушением водород через неплотности вентилей может попасть в эти ресиверы.
5.13.15. В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться:
• плотность электролита — не реже 1 раза в месяц;
• напряжение на ячейках электролизеров — не реже 1 раза в 6 мес;
• действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов — не реже1 раза в 3 мес.
При работе электролизеров плотность элекгролита постепенно снижается вследствие уноса щелочного тумана газами (особенно кислородом), а также в результате промывок электролизеров, остановок с откачкой электролита, утечек электролита и т.д. Плотность электролита проверяется с помощью денсиметров, погружаемых в охлажденный до комнатной температуры раствор. При необходимости концентрация щелочи корректируется. Считается нормальной плотность электролита 1,28-1,32 г/см 3 .
Напряжение на ячейках электролизеров проверяется с целью своевременного выявления нарушений циркуляции электролита в отдельных ячейках, КЗ и других неполадок.
Действие технологических защит и сигнализации проверяется путем замыкания контактов вторичных приборов газоанализаторов, контактов электроконтактного манометра, смещением уровней в регуляторах давления более чем на 200 мм в ту и в другую сторону.
Состояние обратных клапанов проверяется в соответствии с п. 5.13.7.
5.13.16. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться по графику.
При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше минус 5 °С. Для оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.
Максимальная влагоемкость силикагеля составляет примерно 30 % по массе. Однако не следует допускать насыщения сорбента водой, так как при этом затруднится процесс регенерации. Поэтому в расчетах принимают влагоемкость силикагеля, равной 7 % по массе и исходя из этого переключают адсорберы-осушители по графику, не дожидаясь насыщения.
Обычно достаточно при непрерывной работе установки выводить адсорбер на регенерацию 2-3 раза в неделю.
При оттаивании водород должен проходить в ресиверы помимо испарителя. чтобы не увлечь с собой воду из него.
5.13.17. При отключении электролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена.
При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давление газов в аппаратах должно быть понижено до 0,1-0,2 кгс/см 2 (10-20 кПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.
Перед планируемым отключением электролизной установки закрывают вентили на трубопроводах автоматической подпитки разделительных колонок — это необходимо для предупреждения разбавления электролита в электролизере водой. При снижении нагрузки (и тем более при отключении электролизера) газонаполнение электролита падает, и в разделительные колонки поступает вода из промывателей и регуляторов давления.
Снижение давления газов в системе при отключении электролизной установки является обязательным, так как, если газы останутся под рабочим давлением, они будут растворяться в воде, заполняющей регуляторы-промыватели, и за счет взаимной диффузии через воду загрязнять друг друга.
При низком давлении газов [0,1-0,2 кгс/см 2 (10-20 кПа)] такой опасности нет, поэтому, если установка отключается на срок менее 4 ч, можно снизить давление и не продувать аппараты азотом; если же отключение планируется на более длительное время или оно связано с необходимостью откачки электролита, промывки электролизера, со вскрытием аппаратов или проведением в помещении сварочных работ, продувка азотом является обязательной.
Продувка азотом после отключения установки производится по такой же схеме, 1 предпусковая продувка. Отличие заключается в том, что в выдуваемом газе перед окончанием продувки должно быть определено отсутствие водорода. Питательный бак с азотом обычно не продувается.
Сразу же после отключения электролизера прекращается подача газа в датчики автоматических газоанализаторов и отключается питание последних. Дифференциальный манометр (или другое устройство, контролирующее перепад давлений между водородом и кислородом) должен быть оставлен в работе и после отключения установки, чтобы дать сигнал о перемещении уровней в аппаратах, возможном и на отключенной установке.
5.13.18. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении другого в резерве вентили выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должны быть закрыты.
При закрытых вентилях выпуска водорода и кислорода в атмосферу у аппарата резервного электролизера возможно проникновение водорода и кислорода в эти аппараты из находящихся под давлением аппаратов работающего электролизера через вентили, которые могут оказаться неплотными.
Давление газов в аппаратах резервного электролизера может повыситься, уровни воды могут сместиться и водород может смещаться с кислородом. При открытых вентилях резервного электролизера такой опасности нет.
5.13.19. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек, ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в 6 мес.
Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а также разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, до жен осуществляться 1 раз в 3 года.
Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах должен производиться 1 раз в 6 лет.
При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока работы электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению технического руководителя энергообъекта.
В процессе эксплуатации электролизеров, особенно в первый год после пуска установки, прокладки из паронита дают дополнительную усадку: усилие затяжных болтов снижается. Кроме того прокладки при длительной эксплуатации электролизеров стареют вследствие соприкосновения с горячим концентрированным раствором щелочи и кислородом и начинают пропускать электролит. Выступающие капли электролита поглощают углекислый газ из воздуха и образуют на ячейках наросты карбонатов, ухудшающие изоляцию ячеек друг от друга и от стяжных болтов. Для предотвращения появления утечек рекомендуется в процессе эксплуатации периодически подтягивать болты электролизера, поддерживая на них постоянные усилия. Контроль должен вестись по усадке тарельчатых пружин и по длине пакета ячеек.
При появлении в прокладках значительной утечки электролита в виде струи или капель и невозможности устранить эту течь путем затяжки электролизер должен быть выведен в текущий ремонт для замены прокладок.
Если электролизер, благодаря работе с низкой температурой электролита, правильной сборке или применению особых мероприятий (например, обмотки прокладок лентой из фторопласта) работает без утечек электролита, текущий ремонт может быть отложен с составлением акта об удовлетворительном состоянии прокладок и отсутствии утечек электролита. Срок службы диафрагм и металлических деталей электролизера определяется температурой электролита и чистотой воды, питающей электролизер. Основанием для проведения капитального ремонта электролизера является снижение чистоты одного из газов, вызванное загрязнением диафрагм губчатым железом или солями, коррозией электродов и диафрагменных рам.
Срок работы электролизеров между капитальными ремонтами может быть удлинен, если при текущем ремонте не обнаружены повреждения диафрагм, заклепок, а также если до вывода в текущий ремонт электролизер вырабатывал чистые газы.
5.13.20. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с ГОСТ 14202-69; окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов — светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.
Пример окраски трубопроводов электролизной установки, выполненной в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки», приведен в табл. 5.13.1.
Окраска трубопроводов на электролизных установках
| Транспортируемое вещество | Цвет опознавательной окраски трубопровода | Количество, цвет предупреждающих колец | Цифровое обозначение вида вещества | Наименование предупреждающего знака |
| Водород | желтый | Одно, красное | 4.5 | «Взрывоопасные вещества» |
| Азот | желтый | Одно, желтое с черными каемками | 5.1 | «Прочие виды опасности» |
| Углекислый газ | желтый | То же | 5.4 | То же |
| Кислород | синий | «Взрывоопасные вещества» | ||
| Воздух | синий | «Безопасность или нейтральность» | ||
| Вода | Одно зеленое с белыми каемками | 1.2 | То же | |
| Конденсат | То же | 1.8 | То же | |
| Пар | красный | Одно, желтое | 2.3 | «Прочие виды опасности» |
| Электролит | фиолетовый | То же | 7.2 | «Прочие виды опасности» |
5.14.1. При эксплуатации энергетических масел должны быть обеспечены: надежная работа технологических систем маслонаполненного оборудования; сохранение эксплуатационных свойств масел; сбор и регенерация отработанных масел в целях повторного применения по прямому назначению.
Трансформаторные масла являются жидкими диэлектриками, которые обеспечивают надежную изоляцию в электрических маслонаполненных аппаратах (силовые и измерительные трансформаторы, реакторы, высоковольтные вводы и др.) и охлаждение их активной части. В масляных выключателях и устройствах РПН масла служат для гашения электрической дуги.
Турбинные масла предназначены для смазывания и охлаждения узлов трения турбо и гидроагрегатов, вспомогательного оборудования, а также являются рабочей гидравлической жидкостью в системах регулирования и уплотнения вала турбоагрегатов. Компрессорные масла используются в системах сжатия и смазки поршневых компрессоров. Индустриальные масла применяются для смазывания узлов и механизмов вспомогательного оборудования.
Во время работы в оборудовании эксплуатационные свойства трансформаторных, турбинных, компрессорных и индустриальных масел постепенно ухудшаются. Основные причины этого — загрязнение масла водой и механическими примесями и его термоокислительное старение. Скорость и степень ухудшения эксплуатационных свойств масел вследствие вышеуказанных причин определяют срок его службы в оборудовании.
В масла могут попадать пыль и влага из окружающей среды при «дыхании» оборудования, а также продукты коррозии, износа и старения конструкционных материалов, образующиеся внутри маслосистем. Вода может попадать в маслосистемы паровых турбин через концевые уплотнения и неплотности других узлов. При эксплуатации трансформаторов, реакторов и другого электрооборудования вода образуется в результате старения твердой изоляции и масла.
Даже незначительные загрязнения трансформаторных масел механическими примесями и водой приводят к ухудшению их диэлектрических свойств и снижению пробивного напряжения, являющегося основным и важнейшим показателем качества масла, который характеризует надежность работы изоляции маслонаполненного электрооборудования. Загрязнение турбинных, компрессорных и индустриальных масел водой и механическими примесями нарушает нормальный режим смазки трущихся поверхностей (подшипники, редукторы, поршни серводвигателей и т.д.), вызывает их повышенный износ и может вызвать заедание механизмов. Значительный уровень загрязнения масла может привести к возникновению аварийных ситуаций.
Процесс термоокислительного старения масел в оборудовании в значительной степени ускоряется при повышении температуры, напряженности электрического поля, концентрации кислорода в масле и степени его загрязнения, а также катализирует металлами. Основной причиной старения масла является окисление его углеводородных компонентов кислородом воздуха. Воздействие высоких температур и напряженностей электрического поля может приводить к разложению (разрушению) масла.
Шлам, образующийся в трансформаторном масле, ухудшает охлаждение активной части электрооборудования и электрические характеристики твердой изоляции, а также способствует ее постепенному разрушению. Появление шлама в смазочных маслах (турбинном и индустриальном) вызывает нарушение нормального режима смазывания и охлаждения трущихся поверхностей. Даже незначительное количество шлама, оставшегося в маслосистеме оборудования после ремонта, может вызвать резкое ухудшение качества вновь залитого масла.
Обеспечение требуемой чистоты маслосистем энергетического оборудования при заливе масла после монтажа или ремонта является одним из основных факторов, обеспечивающих надежность их работы и продолжительные сроки службы масел. Очистку новых систем турбоагрегатов проводят методом «чистого монтажа» с последующей гидродинамической промывкой, возможно также применение различных химических реагентов для очистки и пассивации внутренних поверхностей трубопроводов (например, ортофосфорной кислоты, острого пара и др.).
Применяемая на электростанциях гидродинамическая промывка для старых маслосистем турбоагрегатов малоэффективна. Так для повышения надежности работ оборудования и продления службы турбинного масла применяется более современный пневмогидроимпульсный метод. Кроме того при промывке отдельных узлов (например, маслоохладителей) могут применяться различные химические препараты и реагенты.
Современные подходы к вопросам эксплуатации масел в энергетическом оборудовании предусматривают не только использование масел высокого качества и регулярную очистку маслосистем, но и постоянное сохранение высокого уровня чистоты в процессе работы. Это позволяет увеличить срок службы масла, снизить затраты на обслуживание маслосистем и повысить надежность их эксплуатации. Обеспечить требуемую чистоту масла в процессе работы возможно только при условии постоянного контроля и применения высокоэффективных средств очистки. Раньше ремонты энергетического оборудования проводились в установленные сроки, а в настоящее время осуществляется переход к ремонтам в зависимости от технического состояния оборудования. Поэтому становится актуальным сохранить эксплуатационные свойства масел на высоком уровне для продления межремонтного периода.
Следует отметить, что намного проще и дешевле существенно замедлить интенсивное старение и загрязнение масел, чем проводить ремонт оборудования и очистку маслосистем, вызванных необходимостью замены масел.
Основными способами сохранения эксплуатационных свойств трансформаторного масла и замедления его старения являются:
— применение специальных средств защиты масла от окисления и увлажнения (пленочная или азотная), полная герметизация электрооборудования;
— стабилизация масла антиокислительной присадкой АГИДОЛ-1 (ионол или 2,6-дитребутил-4-метилфенол) и поддержание ее оптимальной концентрации при экс плуатации;
— непрерывная регенерация крупнопористым адсорбентом масла, залитого в электрооборудование, посредством термосифонных (ТСФ) или адсорбционных (АФ) фильтров;
— эффективное охлаждение масла;
-защита масла от увлажнения и загрязнения из окружающей среды в электрооборудовании со «свободным дыханием» при помощи воздухоосушительных фильтров (ВОФ);
— своевременное принятие мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла, непосредственно в оборудовании с помощью передвижных средств очистки и регенерации;
— совершенствование системы контроля качества и оснащение химлабораторий современными методами и приборами.
Использование специальных средств защиты (пленочная или азотная) и полная герметизация электрооборудования позволяют, практически, полностью устранить контакт масла с кислородом воздуха и атмосферной влагой и значительно увеличить срок его службы. Особенно это актуально для электрооборудования, работающего в зонах с повышенной загрязненностью окружающей среды, например, крупных промышленных предприятий.
Все отечественные трансформаторные масла, выпускаемые в настоящее время, содержат антиокислительную присадку АГИДОЛ-1 (ионол). Применение данной присадки позволяет значительно повысить устойчивость масла к окислению (т.е. улучшить стабильность против окисления) и увеличить срок его службы в электрооборудовании. Концентрация присадки АГИДОЛ-1 в трансформаторном масле, обеспечивающая надежную защиту от старения, составляет не менее 0,2 % его массы.
При эксплуатации масла вследствие его старения концентрация присадки постоянно снижается (идет ее естественный расход) и, как правило, при концентрации менее 0,1 % массы (зависит от марки масла) она уже не обеспечивает надежной защиты масла от окисления и поэтому требуется ее дополнительное введение в эксплуатационное масло. Способы введения присадки в трансформаторное масло приведены в РД 34.43.105 «Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел» и РД 34.43.104 «Методические указания по вводу присадок в энергетические масла».
Непрерывная регенерация трансформаторного масла крупнопористым адсорбентом с помощью ТСФ и АФ позволяет не только значительно замедлить старение масла, но и восстановить его эксплуатационные свойства, если такие показатели качества как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и (или) tg 8 достигли области «риска», чтобы избежать необходимости замены масла.
Эффективное охлаждение масла и правильная эксплуатация ВОФ способствует сохранению эксплуатационных свойств трансформаторного масла в пределах требований нормативно-технических документов в течение продолжительного времени.
Основными способами сохранения эксплуатационных свойств турбинных масел и замедлении их старения являются:
— применение композиции присадок: антиокислительной АГИДОЛ-1, антикоррозионной (В-15/41) и деэмульгирующей (Д-157) -для повышения качества масла,
— эффективная очистка масла от загрязнения водой и механическими примесями в течение всего времени эксплуатации; —
эффективное охлаждение масла;
— обновление эксплуатационного масла доливом свежего;
— деаэрация масла в маслобаке;
— совершенствование системы контроля качества и оснащение химлабораторий современными методами и приборами.
Применение современных композиций присадок позволит значительно повысить качество свежих масел, улучшить их устойчивость к окислению, антикоррозийные и водоотделяющие свойства. При эксплуатации масел концентрация присадок уменьшается, при этом эксплуатационные свойства масел ухудшаются. Поэтому своевременное введение в эксплуатационное турбинное масло присадок в оптимальных количествах (ДБК — 0,5 % массы; В-15/41 — 0,02 % массы; Д-157 — 0,02 % массы) позволяет продлить срок его службы в агрегатах (см. РД 34.43.102-96 «Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел»).
Турбинное масло Тп-30, предназначенное для использования в маслосистемах гидроагрегатов, кроме вышеперечисленной композиции присадок содержит многофункциональную присадку ДФ-11 (0,5 % массы) и антипенную присадку ПМС-200 (0,02 % массы). Ввод композиции присадок в турбинное масло следует осуществлять на основании требований РД 34.43.104 «Методические указания по вводу присадок в энергетические масла».
Перед вводом присадок следует определить восприимчивость масла к их действию в лаборатории и стабилизацию выполнять только при условии удовлетворительной восприимчивости.
Эффективная очистка турбинных масел от воды, механических примесей, шлама и других загрязнений в наибольшей мере способствует продлению срока их службы в оборудовании и восстановлению их эксплуатационных свойств. Дпя этого агрегаты оборудуются специальными штатными маслоочистительными устройствами и установками, фильтрами очистки масел различных конструкций, плоскими вертикальными сетками, которые устанавливаются в маслобаках турбоагрегатов.
В случае необходимости могут быть использованы дополнительные средства очистки и (или) регенерации масла, которые подключаются к маслосистеме временно и отключаются после достижения требуемого уровня чистоты и (или) восстановления других эксплуатационных свойств. Для охлаждения масла используются специальные маслоохладители, представляющие собой кожухотрубчатые теплообменники различных конструкций. В межтрубное пространство таких теплообменников, как правило, подается охлаждаемое масло, а в пучки труб — охлаждающая вода.
Для замедления старения турбинного масла важна его непрерывная деаэрация, так как насыщение его кислородом воздуха способствует ускорению окисления масла. Частота и объем доливок свежего турбинного масла в системе агрегатов оказывает значительное влияние на продолжительность срока службы масла в оборудовании. В некоторых турбинах, где степень долива относительно высока, наблюдается достаточно про-должительный срок службы турбинного масла, так как долив свежего масла может компенсировать ухудшение свойств эксплуатационного масла в результате старения.
При невозможности восстановления эксплуатационных свойств состарившихся масел непосредственно в оборудовании или при необходимости их слива из оборудования в период капитальных ремонтов масла могут регенерироваться на маслохозяйствах. Для этого организуется сбор отработанных масел. Отработанным считается масло, слитое из оборудования в случае превышения одного или нескольких показателей качества браковочных значений, и (или) по истечении установленного срока службы. Отработанные масла собираются с помощью передвижных емкостей или сливаются из оборудования на маслохозяйство по стационарному трубопроводу.
Цель регенерации заключается в получении из масел отработанных, масел пригодных к дальнейшему повторному применению, отвечающих полностью требованиям нормативно-технических документов к таким маслам. Регенерация масел на маслохозяйстве предусматривает их очистку от механических примесей, воды и шлама, снижение кислотного числа и содержания водорастворимых кислот, а также восстановление значений других показателей качества масел до требований НТД.
Для регенерации отработанных масел и восстановления их эксплуатационных свойств непосредственно в оборудовании на энергопредприятиях используются, в основном, адсорбционные технологии (контактная или перколяционная очистка). Представляет интерес применение для этих целей мембранных технологий (микро- или ультрафильтрация). После регенерации масла целесообразно стабилизировать присадками. Если на энергопредприятиях отсутствует возможность регенерации отработанных масел с целью их повторного применения по прямому назначению, то необходимо организовать их утилизацию путем сдачи на НПЗ или в другие специализированные организации. Утилизация масел на энергопредприятиях в качестве компонентов жидкого топлива возможна, если они не содержат веществ, дающих при сжигании вредные выбросы (например, хлорированные бифенилы в электроизоляционных маслах).
Следует стремиться к внедрению малоотходных или безотходных технологий очистки и регенерации масел, так как необходимость утилизации отходов (отработанных реагентов, сорбентов и других материалов, применяемых для обработки масла) может создать проблемы для энергопредприятий.
Основным методом регенерации масел на энергопредприятиях является перколяционная регенерация крупнопористыми сорбентами (активная окись алюминия марок АОА-1 и АОА-2 ГОСТ 8136-85, силикагель марок КСКГ и ШСКГ ГОСТ 3956-76 и др. Регенерация масла может проводиться на специальных адсорберах по технологической схеме, указанной на рис. 5.14.1.
Рис. 5.14.1. Технологическая схема перколяционной регенерации энергетических масел крупнопористыми сорбентами:
1 — емкости для отработанного и регенерированного масла; 2 — воздухоосушительные фильтры; 3 — маслонасос; 4 — подогреватель масла; 5 — адсорберы; 6 — фильтр тонкой очистки; 7 -трубопроводы; 8 — задвижки
Примечания: 1. Вместо маслонасоса и подогревателя можно использовать установку ПСМ2-4 или другое маслоочистительное оборудование, оснащенное этими элементами.
2. Рекомендуется использовать насосы с регулируемой подачей.
Для подачи нагретого до оптимальной температуры масла на адсорберы можно использовать маслоочистительные машины ПСМ или другие маслоочистительные установки, оборудованные масляными подогревателями и насосами. Заключительной операцией при регенерации крупнопористыми сорбентами обязательно должна являться фильтрация масла для предотвращения уноса мелких частиц сорбент с потоком регенерируемого масла.
Наиболее целесообразно для фильтрации трансформаторного масла после его выхода из адсорберов применять фильтры тонкой очистки, обеспечивающие эффективное удаление из масла механических примесей размером более 5 мкм. При регенерации турбинного масла можно применять фильтры и средства очистки различных конструкций, обеспечивающие удаление из масла механических примесей размером более 20 мкм.
Для увеличения глубины и эффективности регенерации масел сорбентами необходимо предварительно удалять из них воду, шлам и механические примеси степень загрязнения масла ими достаточно значительна. Это позволяет снизить удельный расход сорбентов при регенерации.
Для получения после регенерации масел с высокими эксплуатационными свойствами необходимо проведение их последуюшей стабилизации с помощью присадок. При регенерации масел с помощью синтетических крупнопористых сорбентов значительно повышается экономическая эффективность их использования в случае многократного восстановления и повторного применения сорбентов.
Восстановление сорбентов может осуществляться термическим (выжигание нефтепродуктов из пор сорбента кислородом воздуха) или термовакуумным (испарение нефтепродуктов из пор сорбента при нагревании в вакууме) методами; последний метод предпочтителен, так как является более экологически чистым.
Большинство типовых проектов хозяйств трансформаторных и турбинных масел базируется на использовании, в основном, маслоочистительных машин серии ПСМ и рамных фильтрпрессов (Полтавский турбомеханический завод, Украина). Эффективность действия ПСМ и фильтропрессов уже не удовлетворяет всем требованиям НТД, предъявляемым к чистоте энергетических масел, подготовленных к заливу в обору-дование, особенно трансформаторных масел. В то же время имеется большое количество предложений по новым технологиям, материалам, сорбентам и оборудованию для очистки (регенерации) нефтепродуктов, но они не всегда подходят именно для обработки энергетических масел. Поэтому при оснащении масляных хозяйств весьма важно правильно выбрать современное маслоочистительное оборудование, полностью отвечающее конкретным требованиям энергопредприятий по производительности, эффективности действия и рентабельности применения.
Фирмой ОРГРЭС постоянно обобщается опыт применения нового отечественного и зарубежного оборудования для очистки масел, и разработана Инструкция по типовым испытаниям средств очистки и регенерации энергетических масел.
При реконструкции масляных хозяйств, чтобы исключить применение малоэффективного или морально устаревшего оборудования, целесообразно привлекать к анализу проектных решений ведущие организации РАО «ЕЭС России» (АО «Фирма ОРГРЭС», ВТИ, ВНИИЭ). Вопросы совершенствования типовых проектов, реконструкции масляных хозяйств, их оснащения современным оборудованием и единые критерии и подходы для оценки эффективности их работы весьма актуальны. Целесообразно отметить, что максимальный эффект для повышения надежности эксплуатации маслонаполненного энергетического оборудования достигается при комплексном решении вопросов, связанных с применением масел: очисткой маслосистем, сохранением качества масла, использованием современных средств очистки (регенерации) масел, совершенствованием системы контроля и реконструкции маслохозяйств.
5.14.2. Все энергетические масла (турбинные, электроизоляционные, компрессорные, индустриальные и др.), принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, должны иметь сертификаты качества или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях определения их соответствия требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ). Масла, не отвечающие требованиям стандарта (ГОСТ и ТУ), в соответствии с которыми они производятся, применять в оборудовании запрещается.
Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85.
Для защиты интересов отечественных потребителей масел, в том числе энергетических, была восстановлена деятельность межведомственной комиссии (МВК) производству и применению топлив, масел, смазок и специальных жидкостей при Госстандарте России.
Все изготовители масел должны представлять образец масла на квалификационные испытания, в которых участвуют несколько ведущих организаций: ВНИИНП, ВТИ, НИИ-25, Фирма ОРГРЭС, ВЭИ и др. Вместе с образцом масла производитель представляет материал предъявления, где описан технологический процесс производства масла, комплекс входящих в него присадок, характеристики безопасности и др. На основании квалификационных испытаний оформляется допуск Госстандарта России на производство и применение масла, а также специальный допуск РАО «ЕЭС России». 06 этом сообщается в информационных письмах Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России». При неоднократных случаях поступления некачественных (некондиционных) масел на энергопредприятия допуск может быть отозван.
Использование на энергопредприятиях новых марок энергетических масел, не имеющих допуска РАО «ЕЭС России» запрещено. Поэтому документация, поступающая вместе с партией масла должна содержать информацию о допуске, чтобы предотвратить возможность применения масел, не допущенных к производству и применению.
Если в результате лабораторного анализа пробы определяют, что масло не отвечает полностью требованием стандарта (ГОСТ или ТУ), определяющего технические требования к его качеству, т.е. оно некондиционно, его запрещается применять. При этом необходимо в минимально короткий срок предъявить рекламационную претензию поставщику масла с требованием замены партии масла на кондиционное или компенсации затрат энергопредприятия по восстановлению качества масла собственными силами.
Во всех случаях поставки некондиционных масел следует направить соответствующее письмо с копией протокола лабораторных испытаний в РАО «ЕЭС России» (ВТИ или Фирму ОРГРЭС). В рекламации указывается поставщик, дата отгрузки и поступления партии некондиционного масла, количество масла, номер и дата выдачи паспорта с результатами лабораторных испытаний пробы масла, по каким показателям качества масло не удовлетворяет требования стандарта. Особо следует отметить, что если не соблюдается процедура отбора пробы масла из транспортной емкости, регламентированная требованиями ГОСТ 2517-85, претензии к качеству масла, как правило, считаются необоснованными и могут быть отклонены поставщиком масла. Контрольная (вторая) проба масла должна быть подвергнута арбитражному анализу в нейтральной организации в присутствии представителей энергопредприятия и поставщика масла.
Некондиционные масла не допускается использовать по прямому назначению поэтому на энергопредприятии должны быть приняты меры по восстановлению их качества. Для этого необходимо определить возможность восстановления качества таких масел в химической лаборатории и при положительных результатах лабораторных испытаний провести необходимую обработку масел в маслохозяйстве.
В случае невозможности восстановления качества некондиционного масла в условиях энергопредприятия вопрос о его использовании должен решаться с привлечением специализированных организаций (АО «Фирма ОРГРЭС», ВТИ, ВНИИНП).
5.14.3. Контроль качества изоляционного масла должен быть организован в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования».
В Объеме и нормах испытания электрооборудования, кроме испытаний самих электрических аппаратов, регламентируются объем и периодичность испытаний проб трансформаторных масел.
Надежная и эффективная система лабораторного контроля состояния качества изоляционных масел позволяет определить причины ухудшения их качества, разработать и своевременно предпринять меры по восстановлению их эксплуатационных свойств, обнаружить дефекты и повреждения оборудования, значительно уменьшить риск возникновения аварийных ситуаций и повысить надежность работы маслонаполненного электрооборудования.
В Объеме и нормах испытаний электрооборудования определен объем и периодичность следующих видов испытаний изоляционных масел:
— приемные испытания свежих масел, поступивших на энергопредприятия от организаций -поставщиков масла;
— испытания масел, находящихся на хранении;
— испытания подготовленных свежих масел, заливаемых в энергооборудование после монтажа или ремонта;
— испытания подготовленных регенерированных и (или) очищенных эксплуатационных масел, заливаемых в энергооборудование после ремонта;
— испытания масел, эксплуатируемых в электрооборудовании.
Задачи этих видов испытаний различны.
Приемные испытания свежих масел направлены на определение соответствия ГОСТам и ТУ партий масел, поступающих на энергопредприятия. Это необходимо сделать в возможно короткие сроки для того, чтобы не допустить приема некондиционного масла, не пригодного для дальнейшего использования по прямому назначению, и предъявить претензию поставщику масла.
Испытания масел, находящихся на хранении на энергопредприятии, служат для определения пригодности масла для долива или залива в оборудование в зависимости от области применения масла, типа и класса напряжения оборудования, а также определяют необходимый комплекс операций по их подготовке к заливу (доливу). Данные испытания позволяют своевременно выявить ухудшение качества масла в процессе хранения из-за его загрязнения водой, механическими примесями и т.д. и принять необходимые меры для устранения причин, вызвавших это ухудшение. Испытания масел, подготовленных для залива в электрооборудование, предназначены для определения соответствия их показателей качества требованиям инструкций заводов-изготовителей и других НТД, которые гарантируют надежную работу. Следует обратить внимание на то, что требования ГОСТов или ТУ, определя технические требования к качеству масла определенной марки, и требования инструкций завода-изготовителя электрооборудования зачастую различаются. В стандартах не нормируются такие показатели качества, как пробивное напряжение, влагосодержание, газосодержание и др. Так как значения этих показателей качества могут изменяться при транспортировании масла. В то же время большинство этих показателей являются критериями оценки надежности работы масла как жидкого диэлектрика в оборудовании.
Испытания масел, эксплуатируемых в оборудовании, служат для определения соответствия их качества требованиям, обеспечивающим надежную, долговечную, безаварийную работу оборудования.
Различают минимальный и расширенный анализ показателей качества, кроме того для эксплуатируемых трансформаторных масел в последнем, 6-м издании Объема и норм испытаний электрооборудования введен дополнительный критерий, который классифицирует масла в зависимости от их состояния на область «нормального состояния», область «риска» и область, когда качество масла уже не обеспечивает необходимой надежности работы и его эксплуатация недопустима.
Обычно анализа минимального объема достаточно для контроля состояния оценки его качества и прогнозирования срока его службы в оборудовании. Расширенный объем анализа масла предусматривает определение значений дополнительных показателей его качества, не входящих в минимальный объем контроля. Расширенный анализ масел проводится для определения типа масла, его химического состава с целью более глубокой оценки эксплуатационных свойств (например, при комплексных обследованиях или для импортных масел), а также для определения причин резкого ухудшения качества масел и в случае, когда значения одного или нескольких показателей качества попадают в область риска. Расширенный анализ позволяет более достоверно прогнозировать срок службы масел в оборудовании, выявить причины загрязнения и правильно выбрать необходимые мероприятия по их очистке.
Определение дополнительных показателей качества, не входящих в минимальный объем анализа, может выполняться при повреждениях, при обнаружениях дефектов оборудования или комплексных обследованиях электрооборудования
На основании объема и периодичности испытаний проб трансформаторных масел, указанных в Объеме и нормах испытаний электрооборудования, на энергориятиях должны составляться специальные календарные графики испытаний. Необходимо осуществлять контроль за соблюдением выполнения испытаний в соответствии с данными графиками.
Решение о проведении внеочередного, более частого или расширенного лабораторного контроля показателей качества масел может приниматься персоналом химических лабораторий исходя из конкретных ситуаций, например, при обнаружении дефектов электрооборудования, срабатывании защит электрооборудования, ухудшении качества масла, когда один или несколько показателей качества масла попадают в область риска.
При проведении испытаний масел чрезвычайно важно правильно осуществлять отбор проб масел из оборудования и емкостей. Небрежный отбор проб масла неизбежно ведет к ошибочным заключениям и зачастую — к лишним трудозатратам персонала энергопредприятий на очистку и регенерацию масел.
5.1 4.4. Электрооборудование после капитального ремонта должно быть залито изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло.
В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного и регенерирующего масла с кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г масла, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс угла диэлектрических потерь ( tg d ) при температуре 90 °С не более 6 %. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей и воды до норм на свежее сухое масло.
Электрооборудование после ремонта, проводящегося со сливом масла, должно быть залито подготовленным трансформаторным маслом, которое отвечает требованиям Объема и норм испытаний электрооборудования, табл. 25.2 (для свежих масел) или табл. 25.3 (для регенерированных и очищенных эксплуатационных масел, а также их смесей со свежими). Если ремонт осуществляется без слива масла электрооборудования, то масло должно отвечать требованиям табл. 25.4 Объема и норм, т.е. не превышать значений, ограничивающих область «нормального состояния масла».
Масла, доливаемые в Электрооборудование после ремонта, также должны отвечать требованиям табл. 25.2 и 25.3 Объема и норм.
Повторное применение регенерированных и очищенных эксплуатационных масел позволяет снизить расход свежих товарных масел, обеспечивая при этом необходимую надежность работы электрооборудования.
Подготовка трансформаторных масел ведется с целью достижения необходимых диэлектрических свойств, определяемых таким основным показателем качества, как пробивное напряжение, и предусматривает их глубокую осушку и очистку от механических примесей. Если трансформаторное масло предназначено для залива оборудования со специальными защитами масла от окисления (пленочная или азотная), то его
подготовка предусматривает вакуумную осушку, фильтрацию от механических примесей, дегазацию и (или) азотирование. Дегазация и азотирование масла на установках серии УВМ ведется, как правило, непосредственно на месте установки электрооборудования в процессе залива масла.
Требования к маслам, заливаемым в масляные выключатели, менее жесткие, чем к маслам, предназначенным к заливу в другое элекгрооборудование, поэтому допускается заливать в них любые изоляционные масла (регенерированные, эксплуатационные, слитые из другого оборудования и, как исключение, некондиционные свежие масла), отвечающие нормам по пробивному напряжению, содержанию механических примесей и воды, на сухие (подготовленные) свежие масла.
Следует заметить, что для надежности работы масляных выключателей, эксплуатируемых в холодных климатических условиях, важными показателями качеств масла является температура застывания, плотность и вязкость при отрицательных температурах.
Очистка электроизоляционного масла, осуществляемая при его подготовке к заливу в электрооборудование или во время ремонта, предусматривает применение следующих основных технологий: центробежно-вакуумной, адсорбционно-перколяционной и глубокой вакуумной очистки.
Установки для очистки трансформаторного масла на основе центробежно-вакуумной (машины ПСМ и др.) или адсорбционно-перколяционной (осушка цеолитом) технологии используются для подготовки его к заливу в элекгрооборудование открытого типа до 500 кВ включительно, так как обеспечивается удаление дисперсной растворенной воды, механических примесей, но данные установки не позволяют осуществить необходимую дегазацию масла.
Во всех установках используются, как правило, фильтры тонкой очистки масла с номинальной тонкостью фильтрации от 5 до 20 мкм, для электрооборудования напряжением свыше 220 кВ рекомендуется применять фильтры с НТФ. В случаях сильного загрязнения трансформаторного масла предварительно выполняется отстаивание в резервуарах и грубая фильтрация.
В табл. 25.3 Объема и норм испытаний электрооборудования приведен более полный объем требований к качеству регенерированных масел. Технология регенерации масел изложена в упомянутом выше РД 34.43.105.
5.14.5. Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющих одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для оборудования различных классов напряжения, должна заливаться только в оборудование низшего класса напряжения.
Товарные трансформаторные масла как отечественные, так и импортные вырабатываются НПЗ из различного сырья с применением разнообразных технологических процессов. Поэтому разные марки масел отличаются друг от друга по своему химическому составу, который определяет качество и эксплуатационные свойства масел. Качество каждой марки масла регламентируется определенными показателями, которые приводятся в стандарте и ТУ, в соответствии с требованиями которого данная марка масла вырабатывается на НПЗ.
Для каждой марки масла определена соответствующая область применения, учитывающая особенности их работы в электрооборудовании различных типов и классов напряжения и различия в качестве и эксплуатационных свойствах. Область применения и порядок смешения трансформаторных масел изложены в циркуляре Ц 01-98(Э) «Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел». Трансфор-маторные масла различных марок рекомендуется хранить и применять раздельно, не смешивая. При необходимости смешения следует выбирать масла одной группы по стабильности против окисления и близкой области применения.
Если смешиваются масла, предназначенные для применения в электрооборудовании разных классов напряжения, то такая смесь используется только в оборудовании низшего класса напряжения. Это вызвано тем, что даже небольшое количество масла худшего качества (как правило, с ограниченной областью применения) при смешении с маслом более высокого качества способно ухудшить качество смеси до уровня компонента с более низким качеством.
Перед смешением следует проверять масла на совместимость, при этом рекомендуется проводить лабораторные испытания в специализированных организациях.
5.14.6. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВ-А должны заменяться при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также в случае появления в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышения значения тангенса угла диэлектрических потерь выше эксплуатацпонной нормы.
Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВ-А включительно должна производиться во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции.
Содержание воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, должно быть не более 0,5 % массы.
Адсорбционные (АФ) и термосифонные (ТСФ) фильтры предназначены для сохрания необходимых свойств масел в процессе эксплуатации, замедления процессов его старения и увеличения срока службы масла и твердой изоляции.
В соответствии с требованиями ГОСТ 11677-85 маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1 МВ-А оборудуются термосифонными фильтрами (системы охлаждения с естественной циркуляцией масла «М» и «Д») или адсорбциоными фильтрами (системы охлаждения с принудительной циркуляцией масла «ДЦ», ЦЦ», «Ц» и «НЦ»).
Для обеспечения надежной и эффективной работы ТСФ или АФ по замедлению старения и поддержания качества масел необходимо своевременно осушествлять, замену отработанного сорбента на свежий просушенный. Основным критерием замены сорбента в ТСФ или АФ является достижение кислотного числа (КЧ) масла значений 0,1 мг КON на 1 г масла и более.
Если масло имеет кислотное число менее 0,1 мг КОН на 1 г, то, как правило, так как масла не содержат растворенного шлама и не подвергались глубокому старению. В случае увеличения КЧ более 0,1 мг КОН на 1 г риск появления шлама в масле и ухудшения качества масла и состояния твердой изоляции значительно увеличивается; это также показывает на полную потерю сорбентом своей адсорбционной активности, что требует быстрейшей замены отработанного сорбента на свежий.
Однако возможны случаи, когда КЧ масла не достигло значения 0,1 мг КОН 1 г, а такие показатели качества масла как содержание водорастворимых кислот (ВРК более 0,014 мг КОН на 1 г), tgδ при 90 °С и содержание растворимого шлама достигли значений, ограничивающих область нормального состояния, для эксплутационных масел и (или) ухудшились характеристики твердой изоляции. В этом случае своевременная замена сорбента в АФ или ТСФ позволит восстановить качество масла (снизить содержание ВРК, tgδ , удалить шлам), что позволяет избежать замены масла и вывода оборудования в ремонт.
Сорбент, загружаемый в АФ или ТСФ, должен быть специально подготовлен, просеян от пыли (удалена фракция менее 2,8 мм) и высушен до остаточного влагосодержания не более 0,5 % массы. Это необходимо для предотвращения попадания механических примесей и влаги с сорбентом в трансформаторное масло, поскольку данные примеси ухудшают диэлектрические свойства масла ( U ПР и tgδ ).
Условия подготовки сорбентов и описание операций по их замене в ТСФ или АФ приведены в РД 34.43.105 «Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел ».
5.14.7. Трансформаторное масло должно подвергаться следующим лабораторным испытаниям:
- до слива из железнодорожных цистерн — сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше, должно быть дополнительно проверено на стабильность и tgδ . Испытание на стабильность и tg δ пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла;
- слитое в баки масляного хозяйства — сокращенному анализу:
- находящееся в резерве – сокрашенному анализу ( не реже 1 раза в 3 года ) и проверке на пробивное напряжение ( 1 раз в год).
В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входят определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки, визуальное определение механических примесей и нерастворенной воды.
Поступившая с НПЗ или нефтебазы партия масла должна иметь паспорт или сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие качества данного масла требованиям ГОСТа или ТУ.
Из трансформаторной емкости до начала слива масла отбираются две пробы масла в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-80.
Одну из проб подвергают лабораторным испытаниям в соответствии с требованиями п. 5.14.7 и п. 25.1 Объема и норм испытаний электрооборудования.
Испытания желательно производить до слива масла из трансформаторной емкости в баки маслохозяйства. Стабильность против окисления, tg д, температуру застывания (только для масел, предназначенных для работы в районах Крайнего Севера) в связи с длительностью и сложностью методов испытаний можно определить после слива масла.
Следует отметить, что объем минимального анализа, объем и периодичность приемных испытаний изменены и следует руководствоваться положениями Объема и норм (см. п. 15.4.3).
5.14.8. Баки для сухого масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами.
ВОФ предназначены для предотвращения увлажнения и загрязнения масла из окружающей среды при «дыхании» резервуаров, а также для предотвращения ухудшения качества (влагосодержание, содержание механических примесей, пробивное напряжение) подготовленных масел при проведении технологических операций. В качестве осушителя в ВОФ применяются крупнопористые силикагели марки КСКГ, ШСКГ, пропитанные хлористым кальцием (СаС l 2 ), или мелкопористые сорбенты (цеолиты, силикагели КСМГ, ШСМГ, импортные мелкопористые силикагели и др.).
Для контроля эффективности работы ВОФ применяется специальный индикаторный силикагель (ГОСТ 8984-79 или ТУ 113-12-11.075-87). Изменение окраски от синей до розовой свидетельствует о необходимости замены или регенерации осушителя. Целесообразно замену производить путем демонтажа ВОФ с увлажненным осушителем и установкой вместо него подготовленного к работе нового фильтра. При замене ВОФ необходимо заменить масло в масляном затворе.
5.14.9. На электростанциях должен постоянно храниться запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1 % всего масла, залитого в оборудование. На электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемные масляные выключатели, — не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.
В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), должен постоянно храниться запас трансформаторного масла не менее 2 % залитого в оборудование .
Минимальный неснижаемый запас необходим для обеспечения потребности электростанций и подстанций в трансформаторном масле.
Количество масла в запасе выбирается таким образом, чтобы обеспечить оперативную замену масла в наиболее вместительном баковом масляном выключателе 1 долив воборудование во время эксплуатации и при ремонтах.
5.14.10. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть подвергнуты лабораторному испытанию:
• нефтяное — на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, время деэмульсации, содержание механических примесей и воды;
• огнестойкое — на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет; содержание механических примесей должно определяться экспресс-методом.
Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободный чистый сухой резервуар, должно быть проверено на время деэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случае несоответствия качества масла по этим показателям требованиям государственного стандарта должен быть выполнен анализ пробы, отобранной из цистерны.
Слитое из цистерн масло должно быть приведено в состояние пригодное для заливки в оборудование.
В настоящее время на энергопредприятиях поставляются турбинные масла различных марок, отличающихся друг от друга эксплуатационными свойствами. Поступившая с НПЗ или нефтебазы партия масла должна иметь паспорт или сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие качества данного масла требованиям ГОСТа.
Из транспортной емкости до начала слива масла отбираются две пробы масла в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-80. Одну из проб подвергают лабораторным испытаниям в соответствии с требованиями п. 5.14.10. Следует отметить, что испытания желательно производить до слива масла из транспортной емкости в бак маслохозяйства. Стабильность против окисления, число деэмульсации, антикоррозионные свойства можно определять после слива масла (в связи с длительностью и сложностью этих методов испытаний).
Если результаты лабораторных испытаний покажут, что масло некондиционно, т.е. не отвечает полностью требованиям стандарта, в соответствии с которым оно вырабатывается, то его поставщику должен быть предъявлен рекламационный акт, а на энергопредприятии должны быть приняты меры по восстановлению качества масла.
5.14.11. Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим нормам:
- кислотное число — не более 0,3 мг КОН на 1 г масла;
- вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);
- растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше);
- термоокислительная стабильность — по ГОСТ 981-75 для масла Тп-22С (кислотное число — не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка — не более 0,15 %).
Условия окисления масла: температура испытания 120±0,5 °С, время — 14 ч; скорость подачи кислорода — 200 см 3 /мин.
Термоокислительная стабильность масла определяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется;
- кислотное число — не более 1 мг КОН на 1 г масла;
- содержание водорастворимых кислот — не более 0,4 мг КОН на-1 г масла;
- массовая доля механических примесей — не более 0,01 %;
- изменение вязкости — не более 10 % исходного значения для товарного масла;
- содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) — изменение оптической плотности не менее 25 % (определяется при кислотном числе масла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше).
Требования п. 5.14.11 определяют минимально необходимый объем химического контроля за состоянием качества турбинных масел в эксплуатации, который обеспечивает требуемую надежность работы маслосистем турбоагрегатов и вспомогательного оборудования. Своевременное обнаружение загрязнения масла позволяет вовремя принять необходимые меры по восстановлению его качества и предотвратить возникновение аварийных ситуаций, так как загрязнение масел водой и механическими примесями резко ухудшает их эксплуатационные свойства.
Достаточно высокий уровень загрязнения масла может быть определен при визуальном контроле. Однако визуальный контроль не может быть решающим фактором отбраковки масла, он дает информацию для решения вопроса о проведении необходимого объема лабораторных испытаний и необходимости принятия мер по очистке масла.
Наиболее достоверно и информативно степень загрязнения можно определить по гранулометрическому составу твердых частиц и классу промышленной частоты (см. РД 34.43.102-96). Определить степень старения масла и его предполагаемый срок службы можно по значениям стабильности против окисления и кислотного числа.
Появление в масле растворимого шлама указывает на возможность его выпадения в маслосистеме, повышенный риск возникновения аварийных ситуаций и требует более широких лабораторных испытаний проб масла для определения возможности его дальнейшей эксплуатации и разработки комплекса мероприятий по восстановлению эксплуатационных свойств.
Риск появления шлама становится достаточно высоким при КЧ более 0,1 мг на 1 г, низкой стабильности против окисления и высоком уровне обводнения. При значительном обводнении масла может происходить выпадение в шлам антикоррозионной присадки. Низкие деэмульгирующие и антикоррозионные свойства эксплуатационных масел, как правило, связаны с израсходованием в процессе старения эмульгирующей (Д-157) и антикоррозионной (В-15/41) присадок и необходимости введения в масло для увеличения срока его службы в оборудовании. Перед вводом присадок должна быть определена восприимчивость масла к их действию в лабораториях.
При замене турбинного масла на свежее во время капитального ремонта необходимо обеспечить достаточную чистоту маслосистем агрегатов. Даже незначительное количество загрязнений (продуктов коррозии и износа, шлама и других продуктов содержания масла, воды и т.п.) способно вызвать резкое ухудшение качества вновь залитого свежего масла и сократить срок его службы в оборудовании.
Для устранения данного явления во время капитальных ремонтов проводят качественную очистку маслосистем агрегатов гидродинамическими или химическими методами без демонтажа маслосистем. Применяются также механические методы очистки элементов маслосистем с их частичной разборкой. Для проведения промывок маслосистем агрегатов гидродинамическим методом может применяться специальное промывочное масло. В качестве промывочного масла может использоваться эксплуатационное турбинное масло с невысоким кислотным числом (не более 0,15 мг КОН 1 масла), в котором отсутствует растворенный шлам, механические примеси, вода и другие загрязнения. Промывочное масло после проведения очисток сливается в бак маслохозяйства, где очищается от шлама, воды и механических примесей и может применяться для дальнейших промывок или во вспомогательном оборудовании.
Огнестойкие масла в связи с особенностями их эксплуатации должны эксплуатироваться в соответствии со специальными инструкциями (см. п. 5.14.12).
5.14.12. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправлены на завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатация огнестойких турбинных масел должна осуществляться в соответствии с требованиями специальной инструкции.
Эксплуатация огнестойких масел осуществляется в соответствии с требованиями «огнестойкого турбинного масла ОМТИ» или специальных инструкций фирм -изготовителей огнестойких масел.
В настоящее время при использовании современных мембранных и адсорбционных технологий очистки масла возможна регенерация огнестойких масел непосредственно на энергопредприятиях.
5.14.13. Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должно удовлетворять следующим нормам:
- кислотное число — не выше 0,6 мг КОН на 1 г масла;
- вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);
- массовая доля растворенного шлама — не более 0,01 %.
Требования п. 5.14.13 определяют минимально необходимый объем химического контроля за состоянием качества турбинного масла, который обеспечивает требуемую надежность работы маслосистемы гидроагрегатов.
Турбинное масло, эксплуатируемое в гидроагрегатах, работает в условиях невысоких температур, поэтому, как правило, не подвергается интенсивному старению. Однако существует возможность загрязнения масла механическими примесями и водой. Своевременное обнаружение загрязнений позволяет вовремя принять необходимые меры по очистке масла. Высокий уровень загрязнения масла может быть определен при визуальном цеховом контроле.
Появление в масле растворимого шлама указывает на возможность выпадения осадка в маслосистеме гидроагрегата и повышенным риском возникновения аварийных ситуаций.
Появление в масле растворимого шлама требует проведения более полных лабораторных испытаний проб масла для определения возможности дальнейшей эксплуатации такого масла и разработке комплекса мероприятий по восстановлению его качества или замены на свежее (см. пояснения кп. 5.14.11).
5.14.14. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу.
В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла — определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом.
Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки.
5.14.15. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:
· масла Тп-22С (ТУ 38.101.821-83) — не позднее чем через 1 раз после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 2 мес при кислотном числе до 0,1 КОН на 1 г масла включительно и не реже 1 раза в 1 мес при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г масла;
· огнестойкого масла — не позднее чем через 1 нед после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;
· турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов, — не реже 1 раза в 6 мес;
· масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, — не позднее чем через 1 мес после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доли растворенного шлама не более 0,005 %; при массовой доле растворенного шлама более 0,005 % — не реже 1 раза в 6 мес. При помутнении масла должен быть выполнен внеочередной сокращенный анализ.
При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.
Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло — не реже 1 раз в год и перед заливкой в оборудование.
С увеличением кислотного числа скорость окисления турбинных масел возрастает. Поэтому предусмотрена различная периодичность проведения сокращенного анализа масел в зависимости от значения кислотного числа.
5.14.16. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.
Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала, должен проводиться 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях — при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже раза в месяц.
Визуальный контроль производится с целью определения необходимости очистки масла согласно
п. 5.14.13, визуальный контроль может выполняться персоналом как турбинных, так и химических цехов. В случаях разногласий в оценке уровня загрязнения целесообразно определить класс промышленной чистоты.
5.14.17. На электростанциях должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки, не менее 45-дневной потребности; в организациях, эксплуатирующих электрические сети, постоянный запас масла должен быть равен (или более) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки, не менее 45-дневной потребности.
Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.
Количество масла в запасе выбирается таким образом, чтобы обеспечить оперативную замену масла в наиболее вместительном агрегате и доливку в оборудование в процессе эксплуатации и при ремонтах.
5.14.18. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки должны быть подвергнуты визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должно быть дополнительно испытано на вязкость для контроля соответствия этого показателя государственному стандарту или техническим условиям.
Содержание механических примесей и влаги в индустриальных маслах определяют в соответствии с указаниями п. 5.14.10, при этом очень вязкие или темные масла растворяют в бензине. Вязкость является наиболее важным свойством смазочных масел, так как несоответствие их по вязкости может повлечь повреждение смазываемых деталей, поэтому при приеме указанные масла должны проверяться на вязкость.
5.14.19. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала, используемого для этих целей, должна соответствовать требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании.
В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.
На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянный паспорт смазочных материалов для вспомогательного оборудования, не менее 45-дневной потребности.
Для оборудования с большим (более 50 кг) количеством заливаемого масла устанавливается периодичность химического контроля. Для оборудования с небольшим количеством масла, для которого химический контроль затруднителен и нецелеобразен, устанавливаются сроки смены смазочных материалов.
Масло Тп-22, применяемое в системах смазки питательных насосов, турбонасосов и другом вспомогательном оборудовании, мало подвергается окислению, необходимость его смены вызывается, в основном, образованием стойкой эмульсии и наличием воды и механических примесей. Поэтому основное внимание при контроле должно уделяться выявлению эмульсии и указанных загрязнений.
Восстановление масла, подвергшегося эмульсированию и содержащего механические примеси, может быть достигнуто посредством обработки на маслоочистительной установке. Наиболее эффективны для этих целей вакуумные и мембранные установки (ультра- и микрофильтрации), а также комбинированные использующие несколько технологий очистки (например, центрифуга + вакуумно- тонкая фильтрация).
5.14.20. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, должен составлять химический цех (химическая лаборатория или соответствующее подразделение). Масляное хозяйство организации эксплуатирующей электрические сети, должно находиться в подчинении службы изоляции и молниезащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя.
Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций должно находиться в подчинении производственного отделения, определенного приказом руководителя предприятия.
На основании действующих нормативно-технических документов на энергопредприятиях должны быть составлены местные инструкции по эксплуатации энергетических масел, в которых необходимо рассмотреть вопросы периодичности и объема химического контроля масел, обработки и восстановления эксплуатационных свойств масел, ассортимента применяемых масел, обеспечения наиболее эффективной работы маслоочистительного оборудования, стабилизации масел присадками и другие, исходя из конкретных условий.
Требования этих инструкций, химический контроль и выдачу необходимых рекомендаций по обработке масел, должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории) с привлечением персонала электрического и турбинного цехов или службы грозозащиты и изоляции.
Масляное хозяйство энергопредприятий должно находиться в подчинении подразделения, определенного приказом руководителя предприятия, исходя из конкретныых условий и имеющегося опыта эксплуатации масел и маслохозяйства.
5.14.21. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, должен быть заведен журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название эавода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве и качестве долитого масла.
Правильное ведение технической документации на энергетические масла, эксплуатируемые в оборудовании, с обязательным указанием в ней данных по маркам применяемых масел, оборудования, в которое оно залито, данных лабораторных испытаний и сведений об операциях по очистке, регенерации и стабилизации масел в период ремонтов, о замене сорбентов и самого масла, данных об объемах и марках доливаемых масел позволяет точно прогнозировать срок службы масла и определять возможные причины ухудшения состояния качества эксплуатационного масла и твердой изоляции электрооборудования. На основании анализа эксплуатационных данных могут быть выбраны наиболее эффективные методы очистки и регенерации масел.
Все сведения об эксплуатационных маслах необходимо собирать и хранить в химической лаборатории. Необходимые данные об обработке масла и маслосистем оборудования в период ремонтов должны предоставляться персоналом турбинных или электрических цехов, а также соответствующих ремонтных подразделений. С развитием персональных компьютеров и соответствующего программного обеспечения ведение такого банка данных не представляет особых затруднений.
5.14.22. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.
В этих инструкциях, утверждаемых техническим руководителем предприятия следует отразить типичные причины и случаи, когда возникает или может возникнуть необходимость в проведении дополнительных анализов масла, на основании положений действующих НТД и собственного практического опыта эксплуатации масла наполненного в энергооборудование с учетом реальных возможностей химических лабораторий.
5.14.23. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов — с применением цистерн или металлических бочек.
Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла.
Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом.
На электростанциях подача к потребителям турбинного и изоляционного масла осуществляется, как правило, по стационарным трубопроводам (напорным и сливным). На предприятиях электрических сетей подача и слив масла осуществляютс помощью передвижных емкостей.
Необходимо отметить, что смешение свежих и подготовленных масел с отработанными, в случае применения для их транспортировки одного и того же трубопровода или емкости, может приводить к значительному ухудшению качества свежих масел, предназначенных к заливу в оборудование. Поэтому для транспортировки свежих и подготовленных масел должны использоваться одни трубопроводы или емкости, а для отработанных — другие.
Стационарные трубопроводы изготавливаются, как правило, из углеродистой стали, неподверженной коррозии. Когда они не используются для перекачки масел, то должны быть заполнены маслом под избыточным давлением для предотвращения коррозии внутренних поверхностей и загрязнения масла.
Перед каждой единицей маслонаполненного оборудования, к которой подведен стационарный трубопровод, должна быть оборудована пробоотборная точка.
Гибкие шланги и передвижные емкости перед применением должны быть тщательно осмотрены, соответственным образом промаркированы, промыты чистым маслом и храниться герметично закрытыми.
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — РД 34.20.501-95. — 15-е изд., перераб. — М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
2. Объем и нормы испытаний электрооборудования. — РД 34.45-51.300-97. — 6-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.
3. Типовая инструкция по обмыву внешней изоляции электрооборудования ОРУ 220, 330, 500 и 750 кВ под напряжением. -М.: Фирма ОРГРЭС, 1999.
4. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ. — РД 34.20.504-94. -М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
5. Типовая инструкция по техническому обслуживанияю и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами. — РД 34.20.662-98. -М.: СПО ОРГРЭС, 1998.
6. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ 0,38 кВ). — РД 153-34.3-20.671-97. -М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
7. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним. -М.: Главгосэнергонадзор, 1993.
8. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. — Челябинск: АТОКСО, 1995.
Источник