ГКД 34.46.501-2003

ГКД 34.46.501-2003 Трансформатори силові. Типова інструкція з експлуатації

Міністерство палива та енергетики України ГКД 34.46.501-2003 ГАЛУЗЕВИЙ КЕРІВНИЙ ДОКУМЕНТ ТРАНСФОРМАТОРИ СИЛОВІ Типова інструкція з експлуатації Київ ПЕРЕДМОВА 1 ЗАМОВЛЕНО Об'єднанням енергетичних підприємств «Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики ОЕП «ГРІФРЕ» 2 РОЗРОБЛЕНО ДП «ДонОРГРЕС» 3 ВИКОНАВЦІ В.П.Кузнецов ] Є.В.Майстренко Г.М.Шкуринський 4 УЗГОДЖЕНО Державним секретарем Мінпаливенерго України В.А.Лушкін Заступником Державного секретаря Мінпаливенерго України Ю.А.Андрійчук Департаментом з питань електроенергетики Мінпаливенерго України Ю.І. Улітіч Управлінням науково-технічної політики та екології Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку Мінпаливенерго України Ю.Г.Куцан Управлінням з питань розвитку та експлуатації електричних мереж Департаменту з питань електроенергетики В.П. Ключко Об'єднанням енергетичних підприємств «ГРІФРЕ» Г.П.Хайдурова Госпрозрахунковим підрозділом «Науково-інженерний енергосервісний центр» інституту «Укр-сільенергопроект» В.І.Білоусов 5 ЗАТВЕРДЖЕНО ТА НАДАННО ЧИННОСТІ Наказом Міністерства палива та енергетики України № 137 від 19 березня 2003 р. 6 НА ЗАМІНУ РД 34.46.501 Інструкція з експлуатації трансформаторів. -Затв. Головтехуправлінням 08.12.76 р. 7 СТРОК ПЕРЕГЛЯДУ 2008 рік II ЗМІСТ 1 Сфера застосування ................................................................................ 2 Нормативні посилання ............................................................................ 3 Класифікація трансформаторів ............................................................... 4 Загальні вимоги до трансформаторних установок ................................. 5 Заходи безпеки під час експлуатації трансформаторів і реакторів ...... 6 Монтаж і випробування трансформаторів ............................................. 7 Підготовка до введення трансформаторів у експлуатацію та включення їх у роботу ......................... 8 Режими роботи трансформаторів ......................................................... 9 Технічне обслуговування та контроль за станом трансформаторів 10 Експлуатація пристроїв перемикання відгалужень обмоток трансформаторів 11 Експлуатація трансформаторного масла ............................................. 12 Ремонт трансформаторів .................................................................... Додаток А Номінальні дані трансформаторів .......................................... Додаток Б Гранично допустимі значення показників якості трансформаторного масла ................... Додаток В Додаткове оброблення ізоляції трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче ........................... Додаток Г Електрична міцність і вологовміст масла в контакторах пристроїв РПН Додаток Д Найменші значення характеристик ізоляції трансформаторів при введенні в експлуатацію Додаток Е Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування трансформаторів та їх складових частин. Додаток Ж Про контроль навантаження спільної частини обмотки автотрансформаторів Додаток И Перелік заводських інструкцій на допоміжне обладнання силових трансформаторів які комплектуються виробником трансформатора .............................................................................. Додаток К Відбирання проб очищення та регенерація трансформаторного масла Додаток Л Допустимі перевантаження масляних трансформаторів ............ ЗАТВЕРДЖЕНО Наказом Міністерства палива та енергетики України №137 від 19 березня 2003 р. ГКД 34.46.501-2003 ГАЛУЗЕВИЙ КЕРІВНИЙ ДОКУМЕНТ ТРАНСФОРМАТОРИ СИЛОВІ Типова інструкція з експлуатації ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ Типовая инструкция по эксплуатации Чинний від 2003-04-19 1 Сфера застосування Ця типова інструкція далі інструкція поширюється на силові сухі і масляні трансформатори та автотрансформатори вітчизняного виробництва загального призначення напругою до 750 кВ включно далі трансформатори які відповідають вимогам ГОСТ 11677 85 або технічним умовам затвердженим після 1965 р. а також на масляні реактори. Для трансформаторів та реакторів запроектованих до 1966 р. а також для трансформаторів зарубіжного виробництва положення цієї інструкції застосовуються лише за умов якщо вони не суперечать вимогам експлуатаційної документації виробників. При експлуатації конкретних типів трансформаторів і реакторів які мають конструктивні особливості слід додатково керуватись заводськими інструкціями з експлуатації. Експлуатацію допоміжного обладнання та вузлів трансформаторів пристрій регулювання під навантаженням далі РПН вводи плівковий або азотний захист масла вмонтовані трансформатори струму масловказівники фільтри термометри манометричні і т.ін. Видання офіційне слід провадити згідно з відповідними Інструкціями які входять до комплекту експлуатаційної документації що постачається разом з трансформатором. Інструкція не поширюється на трансформатори спеціального призначення електропечі перетворювальні установки вимірювальні трансформатори трансформатори з елегазовою ізоляцією і т. ін. . Положення цієї інструкції є обов'язковими для персоналу зайнятого монтажем налагодженням і технічним обслуговуванням трансформаторів незалежно від форми власності та підпорядкованості підприємств. На підставі цієї інструкції підприємства можуть складати свої інструкції які враховують місцеві умови і створюють зручності в роботі персоналу. 2 Нормативні посилання У цій інструкції є посилання на такі нормативні документи: - ГОСТ 981 75 Масла нефтяные. Методы определения стабильности против окисления; - ГОСТ 982 80 Масла трансформаторные. Технические условия; - ГОСТ 1516.1 2 3 76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500кВ. Требования к электрической прочности изоляции; - ГОСТ 1547 84 Масла и смазки. Метод определения наличия воды; - ГОСТ 3484.1 2 5 88 Трансформаторы силовые. Методы испытаний и измерений; - ГОСТ 3956 76Е Силикагель технический. Технические условия; - ГОСТ 5985 79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа; - ГОСТ 6307 75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей; - ГОСТ 6370 83 Нефть нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей; - ГОСТ 6581 75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний; - ГОСТ 7822 75 Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды; - ГОСТ 8984 75 Силикагель-индикатор. Технические условия; - ГОСТ 10121 76 Масла трансформаторные селективной очистки. Технические условия; - ГОСТ 11677 85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия; - ГОСТ 14209 97 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов; - ГОСТ 15150 69 Машины приборы и другие технические изделия. Исполнение для различных климатических районов. Категории условия эксплуатации хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды; - ГОСТ 15543 89Е Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам; - ГОСТ 19296 73 Масла нефтяные. Фотоэлектроколориметрический метод определения натровой пробы; - ГОСТ 20287 91 Нефтепродукты. Методы определения температуры текучести и застывания; - ДСТУ 2767 94 Керівництво з навантаження силових сухих трансформаторів ГОСТ 30221-97 Руководство по нагрузке силовых сухих трансформаторов ; - Правила устройства электроустановок. Изд. 6-е перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат 1987; - ГКД 34.20.302 02 Норми випробування електрообладнання. - Затв. наказом Мінпаливенерго України № 503 від 28 серпня 2002 р.; - ГКД 34.43.101 97 Приймання застосування та експлуатація трансформаторних масел. Методичні вказівки; - ГКД 34.46.401 96 Трансформатори силові. Пристрої перемикань відгалужень обмоток трансформаторів РПН під навантаженням типів РС ЗОУ ЗАУ. Методичні вказівки з налагодження; - РД 16.363 87 Трансформаторы силовые. Транспортирование разгрузка хранение монтаж и ввод в эксплуатацию. Затв. ВВО «Союзтрансформатор» 1987 р.; - РД 34.20.501 89 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Изд. 14-е. М.: Энергоатомиздат 1989. Затв. Міністерством енергетики та електрифікації 20.02.89 р.; - РД 34.46.303 89 Методичні вказівки з підготовки і проведення хроматографічного аналізу газів розчинених в маслі силових трансформаторів; - РДН 34.38-058-91 Трансформатори напругою 110-1150 кВ потужністю 80 МВ*А і більше. Капітальний ремонт за допомогою гідродомкратів; - НАПБ А.01.001 95 Правила пожарной безопасности в Украине; - ДНАОП 1.1.10-1.01-97; 1998 Правила безпечної експлуатації електроустановок. З Класифікація трансформаторів 3.1 Силові трансформатори поділяються: - за умовами роботи на трансформатори призначені для роботи в нормальних умовах і на трансформатори призначені для роботи в спеціальних умовах; - за видом ізолюючого та охолоджуючого середовища на масляні та сухі трансформатори; - за типами що характеризують призначення та особливості конструкції однофазні або трифазні РПН перемикачі без збудження далі ПБЗ і т.ін. 3.1.1 Для роботи трансформаторів у нормальних умовах необхідні: - висота установлення над рівнем моря не більше 1000 м крім трансформаторів класу напруги 750 кВ для яких висота установлення над рівнем моря не більше 500 м; - категорія виконання У згідно з ГОСТ 15150 69 та ГОСТ 15543-89Е. При цьому середньодобова температура повітря не більше ЗО °С і середньорічна температура повітря не більше 20 °С; - температура охолоджувальної води не більше 25 °С на вході до охолодника. 3.1.2 Для роботи трансформаторів у спеціальних умовах необхідні: - висота установлення над рівнем моря для трансформаторів класів напруги до 500 кВ більше 1000 м але не більше ніж 3500 м; - категорія виконання ХЛ або УХЛ згідно з ГОСТ 15150 69 ГОСТ 15543-89Е; - температура охолоджувальної води більше 25 °С але не більше 33 °С. 3.2.1 Умовне позначення трансформаторів має таку структуру: Для автотрансформаторів класу напруги сторони середньої напруги далі СН або низької напруги далі НН 110 кВ і вище після класу напруги сторони високої напруги далі ВН мере; риску дробу зазначається клас напруги сторони СН або НН. 3.2.2 Літерна частина позначення: А автотрансформатор; О або Т однофазний або трифазний трансформатор; Р розщеплена обмотка НН; умовне позначення видів охолодження наведено в 3.2.6; З трансформатор з природним масляним охолодженням з захистом за допомогою азотної подушки без розширника; Л трансформатор з литою ізоляцією; Т триобмотковий трансформатор. Примітка 1. Для двообмоткових трансформаторів кількість обмоток в умовному позначенні не зазначається; Н трансформатор пристрою РПН; Вид системи охолодження Умовне позначення Сухі трансформатори: - природне повітряне при відкритому виконанні С - природне повітряне при захищеному виконанні СЗ - природне повітряне при герметичному виконанні СГ С позначення трансформатора власних потреб електростанцій. 3.2.3 У стандартах або технічних умовах на конкретні групи і типи трансформаторів можуть передбачатись додаткові літерні позначення які розташовуються після літер перелічених вище наприклад літера Ф означає: трансформатор з форсованою системою охолодження. 3.2.4 Для трансформаторів з різними класами напруги ВН застосовуються однакові умовні позначення якщо ці трансформатори відрізняються між собою тільки номінальними напругами. У цьому випадку зазначається найбільший з класів напруги обмотки ВН. 3.2.5 Приклади умовних позначень трансформаторів: ТСЗ-100/10-УЗ трифазний сухий трансформатор з природним повітряним охолодженням у захищеному виконанні двообмотковий класу напруги 10 кВ виконання У категорії 3 згідно з ГОСТ 15150-69; ТМН-2500/110-У1 трифазний масляний трансформатор з охолодженням при природній циркуляції повітря і масла двообмотковий з регулюванням напруги під навантаженням класу напруги 110 кВ виконання У категорії 1 згідно з ГОСТ 15150 69; АТДЦТН-200000/330/110-У1 автотрансформатор трифазний масляний з охолодженням при примусовій циркуляції повітря і масла з неспрямованим потоком масла триобмотковий з регулюванням напруги обмотки СН 110 кВ виконання У категорії 1 згідно з ГОСТ 15150 69. 3.2.6 Умовні позначення видів систем охолодження трансформаторів Умовні позначення видів систем охолодження трансформаторів наведено в таблиці 3.1. Таблиця 3.1. – Види систем охолодження трансформаторів. Вид системи охолодження Умовне позначення Сухі трансформатори: - природне повітряне при відкритому виконанні С - природне повітряне при захищеному виконанні СЗ - природне повітряне при герметичному виконанні СГ - повітряні з дуттям СД Масляні трансформатори: - природна циркуляція повітря і масла М - примусова циркуляція повітря і природна циркуляція масла Д - природна циркуляція повітря і примусова циркуляція масла з неспрямованим потоком масла МЦ - природна циркуляція повітря і примусова циркуляція масла із спрямованим потоком масла НМЦ - примусова циркуляція повітря і масла з неспрямованим потоком масла ДЦ - примусова циркуляція повітря і масла із спрямованим потоком масла НДЦ - примусова циркуляція води і масла з неспрямованим потоком масла Ц - примусова циркуляція води і масла із спрямованим потоком масла НЦ Елементи системи охолодження: - шафа дуття далі - ШД ; - шафа автоматичного керування охолодженням трансформатора далі ШАОТ ; 4 Загальні вимоги до трансформаторних установок1' 4.1 Параметри трансформаторів додаток А повинні відповідати режимам роботи електричної мережі згідно з «Правилами устройства электроустановок». При цьому повинні бути враховані тривалі навантажувальні режими короткочасні перевантаження і поштовхоподібні навантаження а також можливі в експлуатації тривалі перевантаження. Ці вимоги стосуються усіх обмоток багатообмоткових трансформаторів. " Під терміном «трансформаторна установка» розуміють трансформатор або реактор з усім допоміжним обладнанням і будівельними спорудами. 4.2 Трансформатори потрібно установлювати так щоб були забезпечені зручні та безпечні умови для нагляду: - за рівнем масла в масловказівниках - за значенням тиску на манометрах герметичних вводів і маслонасосів - за станом приводних механізмів пристроїв РПН без знімання напруги. Для нагляду за рівнем масла в масловказівниках повинне бути передбачене освітлення масловказівників у темний час доби якщо загального освітлення недостатньо. 4.3 Для трансформаторів які мають котки у фундаментах повинні бути передбачені напрямні. Для закріплення трансформатора на напрямних повинні бути передбачені упори які встановлюються з обох боків трансформатора. Трансформатори вагою до 2 т які не обладнані котками допускається встановлювати безпосередньо на фундаменті. На фундаментах трансформаторів повинні бути передбачені місця для установлення домкратів. 4.4 Уздовж колій перекочування а також біля фундаментів трансформаторів вагою більше 20 т потрібно передбачати анкери за які закріплюються лебідки напрямні блоки поліспасти що використовуються під час перекочування трансформаторів у обох напрямках на власних котках. У місцях зміни напрямку руху потрібно передбачати ділянки для установлення домкратів. 4.5 На баках трифазних трансформаторів і реакторів і груп однофазних трансформаторів і реакторів зовнішнього установлення потрібно зазначати станційні та підстанційні номери і надані їм єдині диспетчерські найменування. На баки однофазних трансформаторів і реакторів повинно бути нанесено забарвлення фаз. Трансформатори та реактори зовнішнього установлення потрібно фарбувати у світлі тони фарбою без металевих наповнювачів стійкою до атмосферних впливів і впливів масла. 4.6 За наявності перемикального пристрою для ввімкнення резервної фази кожний роз'єднувач повинен мати виразне забарвлення фаз і літерні позначення початку та кінця обмоток; потрібно вивісити чітку схему з зазначенням усіх перемикань при використанні пристрою. 4.7 При встановленні трансформаторів та реакторів з плоскою кришкою обладнаних газовим захистом якщо про це зазначено заводській документації необхідно забезпечити нахил бака при якому кришка і верхня частина бака мали б підйом у напрямку газового реле не менше 1-1 5 % а маслопровід від бака до розширника не менше 2 4 %. Якщо трансформатор має газовідвідний трубопровід приєднаний до верхньої частини бака в декількох місцях по довжині бака то нахил трансформатора по поперечній осі має бути таким щоб місця приєднання газовідводів опинились у найвищій точці. При напівциліндричній формі верхньої частини бака газовідводи приєднуються до найвищої точки посередині і для таких трансформаторів нахил не вимагається. Кран установлений на маслопроводі між газовим реле і розширником або автоматичний клапан під час роботи трансформатора повинен бути відкритий. 4.8 При встановленні розширника на окремій конструкції її потрібно розташовувати так щоб не перешкоджати викочуванню трансформатора з фундаменту. У цьому випадку газове реле потрібно розташовувати поблизу трансформатора в межах зручного та безпечного обслуговування з стаціонарної драбини. Для встановлення розширника можна використовувати портал комірки трансформатора. 4.9 Проводи вторинних кіл приєднані до газового реле трансформаторів струму та ін. потрібно надійно захищати від роз'їдання маслом і механічних пошкоджень. 4.10 Стаціонарні драбини для обслуговування газових реле трансформаторів і реакторів повинні бути в справному стані і забезпечувати доступ до газового реле згідно з вимогами ДНАОП 1.1.10-1.01 97. 4.11 Для контролю рівня масла в трансформаторі та реакторі на торцевій стінці розширника біля трубчастих або плоских масловказівників потрібно чітко нанести три контрольні риски які відповідають рівням масла при усталеній температурі масла в непрацюючому трансформаторі: мінус 45 15 40 °С для класу виконання У; мінус 60 15 40 °С для класів виконання ХЛ УХЛ 4.12 Трансформатори та реактори з масою масла 1000 кг і більше повинні працювати* з постійно ввімкненою системою захисту масла від зволоження та окислення термосифонними або адсорбційними фільтрами і всі трансформатори повинні бути оснащені повітроосушниками або азотним плівковим та іншим захистом від навколишнього середовища не залежно від режиму роботи трансформатора та реактора. Маслонаповнені вводи повинні працювати зберігатись з постійно ввімкненими пристроями захисту масла від окислення та зволоження. 4.13 Викидна захисна труба трансформатора не повинна бути направлена на встановлений поряд трансформатор або апарат щоб під час викидання масла воно не потрапило на інше обладнання. У випадку якщо труба направлена на обладнання що стоїть поряд слід установити вогнестійку відбійну стінку або металевий щит між трансформатором та обладнанням. Не допускається заміна скляної мембрани в трубі на мембрану з іншого матеріалу. Повинна бути забезпечена можливість контролю цілості мембрани при огляді трансформатора. Повітряна порожнина викидної труби трансформаторів і реакторів які мають газове реле повинна мати сполучення з повітряною порожниною розширника. 4.14 Виносні охолоджувальні пристрої або пристрої охолодження системи ДЦ повинні розміщуватись так щоб не перешкоджати викочуванню трансформатора з фундаменту і допускати проведення їх ремонту при працюючому трансформаторі. Потік повітря від вентиляторів дуття не повинен бути спрямований на бак трансформатора. 4.15 Розташування засувок охолоджувальних пристроїв повинне забезпечувати зручний доступ до них можливість від'єднання трансформатора від системи охолодження або окремого охолодника від системи і викочування трансформатора без зливання масла з охолодників. 4.16 Охолоджувальні колонки та інше обладнання в системі охолодження Ц потрібно розташовувати в приміщенні температура в якому має бути не нижче 5 °С. В усіх випадках тиск масла в порожнині охолодника повинен перевищувати тиск води не менше ніж на 10 кПа 0 1 кг/см2 . У необхідних випадках повинне бути передбачене опалення. 4.17 Для запобігання підвищеному нагріванню трансформатора або реактора та викликаного цим прискореного старіння їх ізоляції необхідно стежити щоб при природній та штучній вентиляції різниця між температурою повітря яке надходить до трансформаторного приміщення знизу та повітря що виходить зверху не перевищувала 15 °С при їх номінальному завантаженні. 10 У приміщеннях де встановлено сухі трансформатори відносна вологість повітря не повинна бути більше ніж 80 % при 25 °С. Трансформаторні приміщення повинні утримуватись у повній справності. Через покрівлю віконні і вентиляційні отвори до приміщень не повинні потрапляти атмосферні опади у вигляді дощу та снігу а також дрібні тварини та птахи. 4.18 Двері трансформаторних приміщень повинні бути постійно замкнені. На дверях і в трансформаторних приміщеннях повинні бути написи що зазначають станційні або підстанційні номери і привласнені їм єдині диспетчерські найменування. На дверях трансформаторного приміщення закріплюються попереджувальні плакати встановленого змісту і форми. 4.19 Нагрівання під час роботи трансформатора і реактора контролюють за температурою верхніх шарів масла яка вимірюється манометричними термометрами обладнаними сигнальними контактами. При встановленні термометрів на трансформатори і реактори зовнішнього установлення необхідно вживати заходів щодо запобігання попаданню вологи в гільзи термометрів і пошкодження гільз при заморожуванні в них вологи. 4.20 Трансформатори із штучним охолодженням потрібно забезпечувати пристроями для автоматичного пуску та зупинки устаткування системи охолодження. Автоматичний пуск повинен здійснюватись залежно від температури верхніх шарів масла або обмотки і не залежно від цього згідно із струмом навантаження трансформатора. 4.21 ШАОТ систем охолодження Д ДЦ і Ц потрібно встановлювати за межами маслоприймача. Навішування шафи керування на бек трансформатора допускається якщо шафа і обладнання що установлюється в ній розраховані на роботу в умовах вібрації яка виникає під час роботи трансформатора. 4.22 Трансформатори з штучним охолодженням потрібно забезпечувати сигналізацією про припинення циркуляції масла охолоджувальної води або зупинку вентиляторів дуття а також про автоматичне ввімкнення резервного охолодника або резервного джерела живлення. 4.23 Навантаження двообмоткових трансформаторів потужністю 1000 кВоА і більше за винятком установлених у трансформаторних пунктах далі ТП контролюють по амперметрах увімкнених у однуфазу а триобмоткових трансформаторів по амперметрах увімкнених у кола усіх трьох обмоток у однойменну фазу. На електростанціях і великих підстанціях для контролю за навантаженням крім того передбачаються ватметри активної та реактивної потужності з боку обмотки НН і СН. 4.24 Трансформатори і реактори потрібно експлуатувати з увімкненим захистом від внутрішніх пошкоджень і надмірних струмових перевантажень а вимикальні елементи газового захисту потрібно вмикати з дією на вимкнення. При захисті трансформаторів запобіжниками розривна потужність останніх повинна відповідати потужності короткого замикання в даній точці мережі повинна забезпечуватись селективна робота захисту. 4.25 Протипожежні засоби якими оснащені трансформаторні установки необхідно підтримувати у справному стані і періодично перевіряти. Стаціонарні установки пожежогасіння за допомогою розпиленої води або багаторазової піни повинні мати засувки з автоматичним керуванням і включатись до роботи при спрацюванні захистів від внутрішніх пошкоджень. Дренаж і масловідводи від маслоприймальних пристроїв необхідно періодично очищати та перевіряти. Масло яке стікає з-під обладнання в процесі експлуатації необхідно збирати до дренажної системи і очищати за допомогою відстійників та інших пристроїв. Кабельні канали біля трансформаторів і реакторів зовнішнього установлення повинні бути щільно закриті і захищені від попадання масла яке розтікається з-під трансформатора у випадку його пошкодження. Експлуатація трансформаторів і реакторів без виконаної згідно з проектом системи пожежного водопостачання не допускається. Стаціонарні пристрої пожежогасіння необхідно перевіряти за графіком затвердженим технічним керівником підприємства. Гравійну засипку під трансформатором і реактором необхідно підтримувати в чистоті а при засміченні або значному замаслюванні промивати або замінювати. 4.26 Запасні частини які постачались разом з трансформатором і реактором повинні зберігатись на складі підприємства з дотриманням правил зберігання зазначених у супроводжувальній документації на них. 4.27 Трансформаторні та реакторні маслонаповнені вводи слід зберігати відповідно до вимог заводських інструкцій з монтажу та експлуатації вводів. За необхідності в герметичні маслонаповнені вводи під час зберігання треба доливати дегазоване масло за допомогою спеціальних пристроїв які запобігають попаданню повітря у вводи. 4.28 Кожен трансформатор або реактор повинен мати комплект документів які містять інформацію про його стан і умови експлуатації. Комплект документів повинен містити: - експлуатаційну документацію заводу-виготовлювача яка включає паспорт трансформатора паспорти на комплектуючі вироби інструкції з експлуатації необхідні рисунки; - акти приймання і монтажу протоколи пускових випробувань акти капітальних ремонтів і протоколи випробувань під час ремонтів трансформатора або реактора; - протоколи випробувань трансформаторного масла на всіх стадіях експлуатації трансформатора і аналізу газу вилученого з нього; - акти про аварійні пошкодження трансформатора або комплектуючих вузлів; - місцеві інструкції з експлуатації циркуляри розпорядження тощо які стосуються даного трансформатора або реактора. Крім перелічених документів потрібно передбачати оперативну документацію відомості розрахунків журнали оглядів журнали реєстрації ресурсу журнали дефектів і т.ін. 5 Заходи безпеки під час експлуатації трансформаторів і реакторів 5.1 Монтаж випробування експлуатацію та ремонти трансформаторів необхідно провадити згідно з ДНАОП 1.1.10-01 97 ГОСТ 11677-85 а також НАПБ А.01.001 95. Крім того монтаж трансформаторів на напругу 110 кВ і вище необхідно провадити згідно з РД 16.363 87. 5.2 Під час експлуатації і випробувань трансформаторів їх баки повинні бути заземлені. 5.3 Забороняється присутність персоналу на кришці бака і підняття інструментів та інших речей на кришку бака під час роботи трансформатора. Огляд газового реле здійснюється з майданчика драбини трансформатора. 5.4 Під час огляду працюючого трансформатора не слід знаходитись у зоні викидання масла із запобіжного клапана або викидної труби. 5.5 Забороняється наближатись до трансформатора під напругою з явними ознаками пошкодження: сторонні шуми розряди на ізоляторах сильна струменем теча масла і т.ін. 5.6 Забороняється підтягувати кріплення на працюючих мас-лоохолодниках системи охолодження типу Ц НЦ . 5.7 Щоб уникнути опіків не дозволяється торкатись оголеними руками поверхні працюючих електронасосів. 5.8 Забороняється рукояткою перемикати пристрої РПН трансформатора який знаходиться під напругою з будь-якого боку. 5.9 При працюючому трансформаторі затискачі вторинних обмоток вбудованих трансформаторів струму повинні бути замкнені накоротко за допомогою спеціальних перемичок в коробі затискачів або приєднанням вторинних кіл пристроїв захисту електроавтоматики та вимірювань. При цьому забороняється розривати кола підключені до вторинних обмоток трансформаторів струму без попереднього замикання обмоток перемичкою. 5.10 Засоби пожежогасіння трансформатора необхідно підтримувати в постійній готовності. Протипожежні заходи повинні бути розроблені з урахуванням загальних і місцевих правил та інструкцій із залученням спеціалістів з протипожежної безпеки. Особливу увагу забезпеченню пожежної безпеки необхідно приділяти під час проведення ремонтних зварювальних робіт і робіт із заміни доливання та очищення масла. 5.11 Зварювальні роботи на непрацюючому трансформаторі за необхідності потрібно виконувати тільки після заливання його маслом до рівня 200 250 мм вище місця зварювання щоб уникнути займання парів масла. Під час проведення зварювальних робіт з метою усунення течі масла в трансформаторі необхідно створити вакуум який забезпечує припинення течі масла в місці зварювання. 5.12 Забороняється здійснювати зварювальні роботи при працюючому обладнанні в приміщенні розташування системи охолодження типу Ц НЦ і на вузлах системи охолодження з наднормальним внутрішнім тиском. 5.13 Для виконання монтажних або ремонтних робіт усередині бака трансформатора необхідно продути бак сухим чистим повітрям і забезпечити природну вентиляцію відкриттям верхніх і нижніх люків. У процесі виконання робіт необхідно здійснювати безперервний контроль за людьми які знаходяться всередині бака трансформатора. 5.14 Під час подавання в бак трансформатора в якому працюють люди осушеного повітря необхідно забезпечити працюючих теплим і чистим спецодягом і не допускати їх знаходження всередині бака більше 4 год на добу і 20 год на місяць. 5.15 Під час заповнення трансформатора маслом або під час його зливання бак трансформатора і виводи його обмоток у випадку якщо встановлені вводи повинні бути заземлені щоб уникнути появи електростатичних зарядів. 5.16 Необхідно уникати попадання масла і особливо його тривалого впливу на шкіру. б Монтаж і випробування трансформаторів 6.1 Положення цього розділу поширюються на трансформатори які надходять з демонтованими складовими вузлами та комплектуючими елементами. Трансформатори повністю зібрані і залиті маслом на заводі-виготовлювачі особливих вимог щодо монтажу не мають. В усіх випадках перед проведенням монтажу слід вивчити комплект заводської документації. 6.1.1 Монтаж трансформаторів здійснюється без ревізії активної частини якщо під час транспортування розвантаження та зберігання не було порушень які могли б призвести до пошкоджень усередині бака. За наявності порушень перед установленням основних частин здійснюється ревізія з підняттям верхньої частини бака або активної частини . Монтаж складових частин необхідно здійснювати відповідно до вимог заводської нормативної документації з урахуванням маркування нанесеного на складові частини та деталі. При ущільненні роз'ємів затягувати кріплення необхідно одночасно з протилежних боків по всьому периметру. При округленні торця гумового ущільнення затягування вважається достатнім. 6.1.2 Особливу увагу під час монтажу необхідно приділяти забезпеченню збереження активної частини від пошкоджень при установленні складових частин які вимагають розгерметизації бака трансформатора вводів вбудованих трансформаторів струму ізоляційних циліндрів вводів і т. ін. . У процесі розгерметизації необхідно передбачати спеціальні заходи щодо запобігання зволоженню ізоляції трансформатора. 6.1.2.1 Початком розгерметизації вважається розкриття будь-якої заглушки яка забезпечує доступ зовнішнього повітря в бак закінченням герметизація бака. У процесі монтажу роботи при розгерметизації можуть здійснюватись якщо масло злите у баку трансформатора воно знаходиться нижче пресувальних кілець обмоток або повністю відсутнє або за його наявності пресувальні кільця обмоток закриті маслом . 6.1.2.2 Захист ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище від зволоження при розгерметизації слід здійснювати подаванням у бак трансформатора осушеного повітря. Для трансформаторів заповнених маслом до рівня пресувальних кілець допускається розгерметизація надмасляного простору загальною тривалістю не більше 2 год без продування сухим повітрям за умови виконання заходів щодо запобігання зволоження ізоляції згідно з 6.1.2.3. 6.1.2.3 Для трансформаторів на напругу 110 330 кВ потужністю менше 400 МВ*А які знаходяться в розгерметизованому стані дозволяється проведення робіт без подавання в бак сухого повітря за таких умов: температура активної частини повинна бути не менше 10 °С і перевищувати точку роси зовнішнього повітря під час усього періоду розгерметизації не менше ніж на 10 °С при злитому маслі і не менше ніж на 5 °С при розгерметизації без зливання масла. Якщо стан зовнішнього середовища не забезпечує зазначеної вимоги перед розгерметизацією слід нагріти трансформатор керуючись інструкцією з прогрівання. Тривалість розгерметизації не повинна перевищувати: - 12 год якщо масло злите; - 20 год без зливання масла Відносна вологість зовнішнього повітря не повинна перевищувати 85 %. У період розгерметизації необхідно організувати безперервну роботу монтажного персоналу щоб скоротити час знаходження трансформаторів у розгерметизованому стані. 6.1.2.4 Температура активної частини визначається будь-яким термометром крім ртутного який установлено на верхньому ярмі магнітопроводу. Для трансформаторів які не підлягали нагріванню температуру активної частини допускається визначати за температурою масла. 6.1.2.5 Відносна вологість і точка роси зовнішнього повітря визначаються відповідними приладами. 6.1.3 Якщо під час транспортування розвантаження або зберігання не було порушень які могли б призвести до погіршення стану активної частини трансформатора монтаж складових частин трансформаторів на напругу до 330 кВ здійснюється без зливання масла з бака нижче рівня пресувальних кілець обмоток. 6.1.4 Для монтажу складових частин трансформаторів напругою 400 кВ і вище а також для трансформаторів на напругу 110 330 кВ у випадках коли могли мати місце пошкодження їх складових частин необхідно повністю зливати масло з бака трансформатора. У трансформаторах які надходять без масла необхідно повністю видалити залишки масла через зливний отвір у дні бака. Після зливання масла необхідно розкрити монтажні люки і виконати такі роботи: - видалити ізоляційні циліндри високовольтних вводів і кріплення до них якщо вони не перевозились у баку трансформатора в транспортному положенні; - зняти транспортні деталі і деталі кріплення відводів згідно з експлуатаційною документацією; - здійснити зовнішній огляд стану механізмів та електричних контактів пристрою РПН. Для перевірки стану пристрою РПН необхідно здійснити не менше одного циклу перемикання вручну при змонтованих приводних механізмах узгоджених з вибірниками відгалужень. При цьому перевіряються правильність роботи механізму і надійність контакту між рухомими та нерухомими контактами згідно з ГКД 34.46.401 96. - виконати роботи всередині бака додержуючись таких вимог: а до роботи допускати тільки кваліфікований персонал; б одяг повинен бути чистим без металевих застібок у кишенях не повинно бути зайвих предметів; І КД 34.4В.ЭО1 2ІЮЗ в під час роботи не наступати на ізоляційні деталі; г після закінчення робіт у баку не повинно залишатись предметів для цього необхідно до початку і після закінчення роботи ретельно перевірити і підрахувати номенклатуру і кількість інструменту пристосувань кріплення і т.ін. - установити вводи контролюючи ізоляційні відстані: а екран вводу елементи активної частини обмотка ізоляційна перегородка кріплення відводів ; б екран вводу циліндр вводу. Вони повинні бути : для вводів на напругу 150 330 кВ не менше 20 мм; для вводів на напругу 400 500 кВ не менше ЗО мм; для вводів на напругу 750 кВ не менше 50 мм; в циліндр вводу обмотка ізоляційна перегородка які повинні відповідати вимогам експлуатаційної документації а при відсутності в експлуатаційній документації вимог вони повинні бути: для трансформаторів на напругу 150 500 кВ не менше 20 мм; для вводів на напругу 750 кВ не менше ЗО мм; - перевірити стан і привести в робоче положення елементи розкріплення активної частини в баку трансформатора згідно з заводською експлуатаційною документацією; - здійснити герметизацію бака трансформатора і перевірити його герметичність ГОСТ 3484.5 88 . 6.1.5 Якщо було порушено вимоги 6.1.2 з метою оцінення стану ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище то наприкінці розгерметизації відбирають установлені на активній частині зразки для перевірки їх на вологовміст. 6.1.6 Під час монтажу високовольтних вводів на напругу 110 750 кВ необхідно приділяти особливу увагу ущільненню контактної шпильки лінійного відводу справності з'єднання порожнин вводів з виносними бачками надійному розміщенню з'єднувальних трубок і манометрів. Під час монтажу вводів без зливання масла нижче рівня пресувальних кілець обмоток слід застосовувати пристрої які забезпечують безпечне та надійне їх установлення. 6.1.7 При приєднанні відводів обмоток НН необхідно забезпечити надійність контактного з'єднання звернути особливу увагу на ізоляційні відстані гнучких зв'язків між собою та іншими уземленими і струмоведучими елементами які повинні відповідати вимогам експлуатаційної документації на трансформатор. При цьому гнучкі з'єднання не повинні натягуватись. 6.1.8 У процесі розгерметизації повинні бути встановлені вбудовані трансформатори струму вводи ізоляційні циліндри вводів охолоджувальні пристрої системи охолодження на баку трансформатора пристрої РПН газовідвідний трубопровід та інші складові частини передбачені конструкцією трансформатора та способом його транспортування. Монтаж системи охолодження може здійснюватись незалежно від розгерметизації трансформатора. При цьому приєднання системи охолодження до бака і заповнення її маслом здійснюється після заливання трансформатора маслом із вжиттям заходів щодо уникнення попадання повітря всередину трансформатора. Вказівки щодо окремого заповнення системи охолодження маслом наводяться в інструкції з експлуатації системи охолодження. Перед приєднанням виносної системи охолодження до бака слід забезпечити нахил трансформатора на фундаменті якщо це передбачено експлуатаційною документацією. 6.1.9 Після закінчення робіт які вимагають розгерметизації трансформатора здійснюються герметизація заливання доливання трансформатора маслом за показниками згідно з додатком Б. 6.1.10 Монтаж складових частин не пов'язаний з необхідністю розгерметизації активної частини розширник газове реле відсічний клапан контрольні та силові кабелі термометри манометричні і т. ін. може здійснюватись як до розгерметизації так і після неї. Для трансформаторів з плівковим захистом масла до установлення розширника необхідно виконати монтаж гнучкої оболонки та витискання повітря керуючись інструкцією на розширник з гнучкою оболонкою. При цьому необхідно перевірити спрацьовування масловказівника при максимальному та мінімальному рівнях масла в розширнику. Гніздо в яке встановлюється датчик манометричного термометра необхідно заповнити трансформаторним маслом. 6.1.11 Додаткове оброблення ізоляції сушіння підсушування ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище якщо це необхідно провадиться згідно з РД 16.363 87 і заводською документацією а для трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче згідно з додатком В. 6.1.12 Допускається проведення монтажних робіт які потребують розгерметизації трансформатора на монтажній ділянці де повинні бути створені необхідні для цього умови При підніманні краном повністю зібраного трансформатора масою більше 200 т схему стропування і піднімання потрібно узгоджувати з підприємством-виготовлювачем. 6.1.13 Після монтажу і приєднання розширника до трансформатора необхідно встановити потрібний рівень масла в розширнику з урахуванням температури масла в трансформаторі. 6.1.14 Результати проведених робіт перевірок під час розгерметизації монтажу трансформатора системи охолодження пристрою РПН вакуумування і заливання маслом слід оформляти відповідними протоколами. 6.2 Випробувати трансформатори необхідно в обсязі передбаченому ГКД 34.20.302 2002. 6.2.1 Після збирання трансформатор необхідно випробувати на маслощільність. Трансформатори які мають плівковий захист масла випробуються наднормальним тиском повітря 10 кПа 0 1 кгс/см2 решта трансформаторів наднормальним тиском азоту 10 кПа 0 1 кгс/ см2 у надмасляному просторі розширника. Температура масла в баку трансформатора під час випробування не повинна бути нижче ніж 20 °С. Тривалість випробування не менше 3 год. Оболонки азотного захисту за його наявності осушник азотний та повітроосушник під час випробувань потрібно від'єднати. Трансформатор вважається маслощільним якщо під час візуального огляду відсутня теча масла. Після закінчення випробування трансформаторів які мають азотний захист при зливанні масла до необхідного рівня оболонки азотного захисту потрібно приєднувати до розширника. 6.2.2 Відбирати проби масла і перевіряти масло в баку трансформатора необхідно згідно з додатком Б а в баку контактора згідно з додатком Г. 6.2.3 Втрати неробочого ходу при малій напрузі в трансформаторах потужністю 10 МВ*А і більше на напругу 35 кВ і в усіх трансформаторах на напругу 110 кВ і вище необхідно вимірювати за схемами за якими вимірювались втрати під час випробувань на підприємстві-виготовлювачі. Частота і величина підведеної напруги повинні відповідати паспортним. Втрати неробочого ходу вимірюються на початку всіх випробувань і вимірювань перед подаванням на обмотки трансформатора постійного струму вимірювання омічного опору обмоток постійному струму прогрівання трансформатора постійним струмом вимірювання опору ізоляції обмоток . Для трифазних трансформаторів співвідношення втрат не повинне відрізнятись від паспортних більше ніж на 5 %. Для однофазних трансформаторів різниця між одержаними значеннями втрат і паспортними повинна становити не більше ніж 10 %. В окремих випадках при узгодженні з підприємством-виготовлювачем можуть допускатись і більші різниці. 6.2.4 Перевіряти пристрої РПН та ПБЗ слід керуючись відповідними заводськими інструкціями. 6.2.5 За необхідності потрібно перевіряти коефіцієнт трансформації на усіх ступенях переключення. Виміряний коефіцієнт трансформації не повинен відрізнятись більше ніж на 2 % від коефіцієнта трансформації розрахованого за номінальними напругами ступенів для тих же відгалужень інших фаз трансформатора або від коефіцієнта установленого заводом-виготовлювачем. 6.2.6 Необхідно виміряти опір постійному струму обмоток зазначених у паспорті трансформатора. Трансформатори з пристроями РПН та ПБЗ перед вимірюванням омічних опорів необхідно переключати з першого в останнє положення і назад. Значення опорів трифазних трансформаторів одержані на однакових відгалуженнях різних фаз при однаковій температурі не повинні відрізнятись один від одного більше ніж на 2 %. Якщо в паспорті трансформатора який має конструктивні особливості є запис про розходження більше ніж на 2 % то норму 2 % необхідно збільшити до величини розходження зазначеної в паспорті. Одержані значення опорів однофазних трансформаторів не повинні відрізнятись більше ніж на 5 % від значень наведених у паспорті трансформатора. 6.2.7 Вимірювати характеристики ізоляції R60i tg? трансформатора та оцінювати її стан потрібно згідно з протоколом заводу-виготовлювача або попередніми вимірюваннями. Найменші значення характеристик ізоляції наведено в додатку Д. 6.2.8 Рекомендується випробувати прикладеною напругою ізоляції обмоток з номінальною напругою до 35 кВ однохвилинною випробною напругою промислової частоти яка дорівнює 90 % значення зазначеного в паспорті трансформатора. Після випробування ізоляції однохвилинною випробувальною напругою слід перевірити ізоляцію обмоток індуктованою напругою частотою 50 Гц величиною не вище 1 3 номінальної при тривалості витримки 20 с. При цьому вводи нейтралі які мають меншу ізоляцію ніж лінійні повинні бути заземлені. 6.2.9 Випробування та налагодження системи охолодження необхідно провадити керуючись відповідною інструкцією. 6.2.10 Необхідно налагодити газовий захист трансформатора Робота газового реле установленого на трансформаторах з плівковим захистом перевіряється відповідно до інструкції на газове реле. Перевіряти працездатність газового реле установленого на трансформаторах з плівковим захистом нагнітанням до нього повітря забороняється. Заповнювати газове реле маслом потрібно при повільному відкриванні засувки з боку розширника. При цьому пробку для випуску газу з газового реле необхідно відкривати. Уставка газового реле повинна відповідати вимогам експлуатаційної документації на трансформатор. За відсутності в експлуатаційній документації таких вимог слід приймати таку уставку яка відповідає максимальній чутливості і виключає спрацьовування реле під час пуску і зупинки електронасосів системи охолодження. 6.2.11 Випробувати ізоляцію між струмовідними та заземленими частинами кіл з приєднаними трансформаторами струму газовими і захисними реле датчиками масловказівників відсічним клапаном датчиками температури пристроями РПН та манометричними термометрами напругою 1000 В 50 Гц необхідно протягом 1 хв при від'єднаних роз'ємах манометричних термометрів. Ізоляцію манометричних термометрів випробують напругою 750 В частотою 50 Гц протягом 1 хв. 6.2.12 У трансформаторах потужністю 63 МВ*А і більше потрібно виміряти опір короткого замикання 2. 6.2.13 Перевірку встановлених вводів вбудованих трансформаторів струму та відсічного клапана необхідно здійснювати згідно з відповідною інструкцією. 6.2.14 Результати випробувань і налагодження необхідно оформляти протоколом. 7 Підготовка до введення трансформаторів у експлуатацію та включення їх у роботу 7.1 Підготовка трансформаторів до роботи при першому ввімкненні та після ремонту 7.1.1 Новий трансформатор або трансформатор який знаходиться в експлуатації може бути введено в роботу після закінчення монтажних налагоджувальних або ремонтних робіт на трансформаторі та його устаткуванні вторинної комутації за умов відповідності результатів випробувань трансформатора вимогам РД 16.363 87 інструкцій з експлуатації складових частин трансформатора або ГКД 34.20.302 2002 після ремонту . 7.1.2 При першому ввімкненні трансформатора після монтажу або після ремонту пов'язаного з від'єднанням або зміною кіл вторинної комутації необхідно перевірити вплив пристроїв релейного захисту та автоматики далі РЗА трансформатора на вимкнення вимикачів установлених у його колі і ввести ці пристрої в роботу відповідно до місцевої інструкції з експлуатації пристроїв РЗА. 7.1.3 При підготовці трансформатора до першого включення в роботу необхідно перевірити щоб на запобіжних клапанах за І'х наявності були зняті транспортні скоби. 7.1.4 На сигналізуючих термометрах і датчиках температури потрібно виконати такі уставки: - 95 70 75 °С термосигналізатор який сигналізує про граничну температуру верхніх шарів масла трансформатора з системами охолодження Д Ц ДЦ ; - 55 і 50 40 і 35 °С відповідно замикальний і розмикальний контакти термосигналізатора який застосовується в схемі керування системою охолодження трансформатора Д ДЦ ; - 5 °С датчики температури які застосовуються в схемі керування підігріванням шафи приводу пристрою РПН і ШАОТ; - мінус 25 °С датчики температури які застосовуються в схемі керування приводами РПН перевіряється згідно з паспортом датчика . 7.1.5 Оглянути трансформатор електрообладнання його первинного кола переконатись у їх справному стані. Під час зовнішнього огляду трансформатора перевірити: - відсутність пошкоджень порушення герметичності та маслощільності слідів корозії; - стан ізоляторів вводів відсутність тріщин і відколів фарфору забруднень протікання масла крізь ущільнення слідів перекриття і т.ін. ; - відсутність сторонніх предметів які впливають на роботу трансформатора; - цілісність і справність вимірювальних і захисних приладів манометричних сигналізуючих термометрів газового реле захисних реле баків контакторів пристроїв РПН масловказівників манометрів на герметичних вводах і в системі охолодження ; - стан видимих контактних приєднань і уземлень; - покази масловказівників розширників на відповідність середній температурі масла в баку трансформатора та в баках контакторів пристроїв РПН; - тиск масла у високовольтних герметичних вводах згідно з інструкцією з експлуатації вводів; - відкрите положення вентилів виносних баків тиску вводів; - стан індикаторного силікагелю в повітроосушниках; - рівень масла в масляних затворах повітроосушників; - стан вузлів передачі пристроїв РПН відсутність поломок шарнірних і ноніусних муфт відсутність порушення стопоріння та покриття льодом вузлів передачі наявність мастила ; - стан приводів пристроїв РПН і взаємна відповідність показів покажчиків положення приводу та перемикального пристрою а також покажчика положень пристрою РПН на щиті керування; - стан ШД ШАОТ і апаратури в них; - дію схеми обігрівання ШАОТ і приводу пристрою РПН; - стан системи охолодження та справність її дії. Додатково до зазначеного необхідно перевірити: - чи відкриті відсічний клапан за наявності вентилі на маслопроводах які з'єднують баки тиску з герметичними маслонаповненими вводами; - відповідність положення вентилів на маслопроводах від розширників до баків трансформатора та контакторів пристроїв РПН а також на маслопроводах доливання масла зазначеному на рисунку установлення розширника; - чи відкрита запірна арматура на маслопроводах системи охолодження термосифонних та адсорбційних фільтрів і електронасосів згідно з рисунком системи охолодження; - стан заземлення бака виводів нейтралі обмоток трансформатора якщо не передбачене її розземлення; - покази термосигналізаторів і відповідність виставлених на них уставок зазначеним у 7.1.4; - чи відкриті ручні засувки пожежогасіння трансформатора обладнаного стаціонарною автоматичною системою пожежогасіння; - стан електрообладнання та ошиновки кола трансформатора звертаючи увагу на підключення вентильних розрядників або обмежувачів перенапруг. Крім того короткочасним до появи течі масла відкриттям крана на кришці газового реле потрібно видалити з нього повітря. 7.1.6 Підготувати до введення в роботу систему охолодження трансформатора для чого необхідно: - подати оперативний струм до схеми керування системою охолодження; - подати напругу 0 4 кВ на вводи робочого та резервного живлення системи охолодження; - у ШД ШАОТ необхідно: а установити в положення «Автоматичне» перемикачі режиму роботи системи охолодження; б увімкнути автоматичні вимикачі вводів робочого та резервного живлення; в увімкнути автоматичні вимикачі живлення електродвигунів насосів і вентиляторів охолодників; г увімкнути автоматичний вимикач живлення кіл керування відсічного клапана трансформатора. 7.1.7 Підготувати до введення в роботу схему керування пристроями РПН трансформатора для чого необхідно: - у шафах приводів РПН: а установити в положення «ДА» Дистанційне Автоматичне перемикачі режиму керування пристроєм РПН; б увімкнути автоматичні вимикачі; - переконатись у тому що пристрої РПН кожного трансформатора трифазної групи однофазних трансформаторів знаходяться в однаковому положенні; - на панелі щита керування встановити в положення «Д» Дистанційне перемикач режиму керування пристроєм РПН; - подати напругу 0 4 кВ у схему керування приводами пристроїв РПН; - з метою очищення контактної системи від окису та шламу здійснити десять циклів переключення з першого положення в n-не і назад пристрою РПН електричним приводом при дистанційному керуванні ним; - установити пристрій РПН у необхідне положення і перевірити відповідність показів покажчиків положення приводів показам покажчика положення на щиті керування. 7.1.8 Узимку при температурі зовнішнього повітря нижче мінус 25 °С зазначені в 7.1.7 переключення пристрою РПН не здійснювати. 7.1.9 Перевірити справність протипожежного водопроводу і наявність у протипожежних резервуарах води. Підготувати до введення в роботу стаціонарну автоматичну систему пожежогасіння за її наявності . 7.2 Підготовка трансформаторів до роботи в процесі поточної експлуатації 7.2.1 Підготовку трансформатора до роботи після простою тривалістю менше трьох місяців коли на жодну з його обмоток не було подано напругу необхідно здійснювати згідно з 7.1.5 7.1.9 цієї інструкції. При цьому допускається здійснити тільки два-три цикли переключень пристрою РПН електричним приводом при дистанційному керуванні ним. Крім того необхідно ввести в роботу пристрої РЗА трансформатора і за необхідності перевірити їх вплив на вимикачі в колі трансформатора. 7.2.2 Підготовку трансформатора до роботи після простою в резерві тривалістю три місяці і більше коли на жодну з його обмоток не було подано напругу потрібно здійснювати згідно з 7.2.1 але в цьому випадку попередньо необхідно: - відібрати пробу масла з бака трансформатора і перевірити його пробивну напругу вологовміст і газовміст; - відібрати пробу масла з баків контакторів пристроїв РПН і перевірити пробивну напругу і вологовміст масла; - щоб результати зазначених перевірок відповідали вимогам додатків Б і Д при невідповідності якості масла цим вимогам необхідно з'ясувати та усунути причину погіршення характеристик масла; - виміряти характеристики ізоляції К6д і т.д5 трансформатора та оцінити одержані результати відповідно до РД 16.363 87 або ГКД 34.20.302 2002 з урахуванням результатів попередніх випробувань. 7.2.3 Підготовку трансформатора до роботи після його автоматичного вимкнення дією захистів необхідно провадити в такій послідовності. 7.2.3.1 3 дії сигнальних пристроїв визначити типи пристроїв захисту спрацювання яких викликало вимкнення трансформатора. 7.2.3.2 Здійснити зовнішній огляд трансформатора та обладнання в його колі з метою з'ясування причин вимкнення трансформатора. 7.2.3.3 Відібрати проби масла для хроматографічного аналізу у випадку якщо причину вимкнення трансформатора не пов'язано з несправною дією релейного захисту. 7.2.3.4 У випадку вимкнення трансформатора діями захистів від зовнішніх пошкоджень і відсутності при цьому ознак пошкодження його первинного кола трансформатор повторно включити в роботу. Точніше оцінити стан трансформатора в цьому випадку можна за результатами хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів діючи при цьому відповідно до методичних вказівок. 7.2.3.5 За наявності пошкодження обладнання або ошиновки в первинному колі трансформатора вивести трансформатор у резерв до усунення несправності в його первинному колі. Оцінювати стан трансформатора необхідно згідно з результатами хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів. При задовільному стані подальше оцінення стану трансформатора потужністю 63 МВ*А і більше рекомендується здійснювати згідно з результатами вимірювання його опору короткого замикання У випадку якщо значення струму пошкодження крізь обмотки трансформаторів становить 0 7 і більше його розрахункового Допустимого струму короткого замикання. Після усунення причин які перешкоджають увімкненню трансформатора в роботу його підготовку до введення в роботу виконати згідно з 7.2.1. 7.2.3.6 При вимкненні трансформатора дією захистів від внутрішніх пошкоджень навіть за відсутності зовнішніх ознак його пошкодження оглянути газове реле і відібрати пробу газу для перевірки його на горючість і для хімічного аналізу. Відібрати для випробування та аналізу також проби масла з бака трансформатора. При вимкненні трансформатора дією захисного реле бака контактора додатково керуватись вказівками інструкції з експлуатації пристрою РПН. Трансформатор необхідно вивести в ремонт у випадку: - його видимого пошкодження; - якщо газ горючий; - якщо в ньому містяться за результатами фізико-хімічного аналізу газу та хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів продукти розкладання ізоляції або масла; - незадовільних результатів випробувань. При спрацьовуванні захисного реле або запобіжної мембрани бака контактора трансформатор виводиться з роботи для ревізії контактора. Після закінчення ремонту трансформатора його необхідно випробувати згідно з 9.2.2 При відповідності результатів випробувань вимогам ГКД 34.20.302-2002 трансформатор потрібно підготувати до введення в роботу згідно з 7.2.1. 7.2.4 Підготовку до роботи комплектуючих виробів і складових частин трансформатора після виконання ремонтних або профілактичних робіт на них виконати згідно з вказівками інструкцій з експлуатації. 7.3 Введення трансформаторів у роботу 7.3.1 Після виконання підготовчих робіт і одержання дозволу на введення трансформатора в роботу необхідно зібрати його схему первинних електричних з'єднань згідно з вказівками місцевої інструкції з оперативних перемикань. 7.3.2 Вмикати трансформатор потрібно не раніше ніж через 12 год реакторів напругою 500 750 кВ через 20 год після останнього заливання масла в трансформатор і його систему охолодження а також після пробного пуску масло-насосів системи охолодження за їх наявності . Після закінчення робіт пов'язаних з частковим зливанням масла допускається ввімкнення трансформатора в роботу через 6 год після доливання масла. 7.3.3 Вводити трансформатор у роботу потрібно поштовхом на повну номінальну напругу зі сторони ВН СН або НН а трансформатори в блоці з генератором повільним підняттям напруги згідно з місцевою інструкцією з оперативних перемикань. При першому ввімкненні після монтажу або ремонту трансформатор необхідно вмикати на неробочий хід при вимкнутих вентиляторах системи охолодження не менше ніж на ЗО хв для прослуховування та нагляду за його станом. Під час роботи трансформаторів з охолодженням ДЦ необхідно переконатись у тому що працюють електронасоси першої групи групи неробочого ходу . Електронасоси цієї групи потрібно включати одночасно з подаванням напруги при температурі масла для виконання УІ не нижче мінус 40 °С а для виконання ХЛІ УХЛІ при температурі не нижче мінус 60 °С якщо трансформатор залито арктичним маслом. При першому включенні після монтажу за наявності вимикачів з боку живлення рекомендується здійснювати від трьох до п'яти ввімкнень трансформатора поштовхом на номінальну напругу для перевірки відстройки його захистів від стрибків намагнічуваль-ного струму. На щиті керування необхідно перевірити відсутність сигналів несправності трансформатора. У разі їх наявності потрібно усунути причину несправності після чого ввімкнути трансформатор під навантаження. Перевірити навантаження трансформатора і переконатись у тому що залежно від величини навантаження та температури верхніх шарів масла автоматично включились у роботу електронасоси другої групи при струмі навантаження більше 0 4 номінального електронасоси третьої групи при струмі навантаження більше 0 75 номінального і електродвигуни вентиляторів зазначених груп при досягненні температури верхніх шарів масла 40 50 °С. Робота трансформаторів які мають дуттьове охолодження Д допускається з вимкнутим дуттям якщо температура верхніх шарів масла не перевищує 55 °С і навантаження менше номінального. Дуттьове охолодження повинне вмикатись автоматично при досягненні температури масла 55 °С або номінального навантаження незалежно від температури масла. Дуття повинне вимикатись при зниженні температури масла до 50 °С якщо при цьому струм навантаження менше номінального. 7.3.4 Установити на щиті керування в положення яке вимагається автоматичне або дистанційне перемикач вибору режиму керування пристроєм РПН трансформатора. Під навантаженням переключати пристрій РПН дозволяється при температурі масла в баку контактора мінус 25 °С і вище. 7.3.5 При ввімкненні трансформатора в роботу у випадку якщо температура зовнішнього повітря нижче нормованого значення для даного кліматичного виконання за консультацією потрібно звертатись на підприємство-виготовлювач. 7.3.6 При ввімкненні в роботу трансформатора з масляно-водяним охолодженням необхідно спочатку вмикати масляний насос а потім водяний або відкрити засувки по воді вимикати необхідно у зворотному порядку. Взимку для запобігання заморожуванню води в трубках охолодників увімкнення водяного насоса допустиме після прогрівання масла та досягнення ним температури не нижче 15 °С на вході до охолодника. 7.3.7 Увімкнення трансформаторів під повне навантаження взимку допускається при температурі верхніх шарів масла мінус 40 °С і вище в трансформаторах із охолодженням М і Д і при температурі мінус 25 °С та вище у трансформаторах із охолодженням ДЦ і Ц. При більш низьких температурах верхніх шарів масла для роботи в нормальному режимі трансформатори потрібно вмикати з навантаженням не більше 50 % номінального і після прогрівання масла до температури мінус 25 °С і вище та увімкнення циркуляції масла навантаження може бути підвищене до номінального; реактори вмикаються під номінальну напругу без попереднього прогрівання. Трансформатори з масляно-водяним охолодженням які мають спрямовану циркуляцію масла в обмотках вмикаються згідно із заводською інструкцією. В аварійних умовах допускається вмикати трансформатор з охолодженням М Д ДЦ і Ц без спрямованої циркуляції під повне навантаження незалежно від температури масла трансформатора. Циркуляційні насоси в трансформаторах і реакторах із охолодженням ДІД і Ц слід вмикати при температурі масла не нижче мінус 25 °С а насоси з екранованим статором серії ЕЦТЕ при температурі не нижче мінус 20 °С. 7.3.8 Трансформатор слід вмикати з боку обмотки НН з усіма захистами та сигнальними пристроями передбаченими проектом. 8 Режими роботи трансформаторів 8.1 Нормальні режими 8.1.1 Нормальними режимами роботи трансформаторів є такі режими на які розрахований трансформатор і в яких він може тривало працювати при допустимих за стандартами або технічними умовами відхиленнях основних параметрів напруга струм частота температура окремих елементів і нормальних умовах роботи клімат висота установлення над рівнем моря . Номінальні значення основних параметрів трансформатора зазначено на його щитку та в паспорті. 8.1.2 Експлуатація трансформатора допускається тільки за умов захисту його обмоток вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг постійно приєднаними до обмоток згідно з «Правилами устройства электроустановок». 8.1.3 Невикористані обмотки сторони НН СН триобмоткового трансформатора в експлуатації повинні бути зібрані в трикутник. При цьому всі три фази повинні захищатись вентильними розрядниками або обмежувачами перенапруг відповідного класу напруги. 8.1.4 Нейтралі спільних обмоток автотрансформаторів обмоток найвищої напруги трансформаторів і реакторів на напругу 110 кВ і вище які мають неповну ізоляцію з боку нейтралі повинні бути заземлені наглухо за винятком випадків зумовлених у 8.1.5. Трансформатори та реактори на напругу до 35 кВ можуть працювати з ізольованою нейтраллю або нейтраллю заземленою через дугогасну котушку заземлювальний реактор . При сумарному струмі дугогасних котушок більше 100 А приєднувати їх до одного трансформатора потрібно за узгодженням заводу-виготовлювача. 8.1.5 Нейтралі регулювальних трансформаторів включені в нейтралі головних трансформаторів повинні бути заземлені наглухо а на лінійних вводах регулювальних трансформаторів повинні бути вентильні розрядники згідно з технічними умовами або вказівками заводом-виготовлювачем. Допускається робота трансформаторів на напругу 110 150 і 220 кВ які мають випробну напругу нейтралі відповідно 100 150 і 200 кВ із розземленою нейтраллю при умові приєднання до виводу нейтралі вентильного розрядника відповідного класу ізоляції. У цьому випадку потрібно вжити відповідних заходів за допомогою пристроїв релейного захисту та автоматики оперативні заходи і т. ін. які виключали б можливість роботи трансформатора в нормальному режимі на частину мережі з ізольованою нейтраллю. Робота з розземленою нейтраллю трансформаторів на напругу 110 кВ з випробною напругою нейтралі 85 кВ допускається при обгрунтуванні відповідними розрахунками. 8.1.6 Тривала робота трансформатора допускається при потужності не вище номінальної при перевищенні напруги яка підводиться до будь-якого відгалуження обмотки ВН СН і НН на 10 % понад номінальну напругу даного відгалуження обмотки. При цьому напруга на будь-якій обмотці трансформатора не повинна перевищувати найбільшу робочу напругу для даного класу напруги зазначеної в таблиці 8.1. Таблиця 8.1 Найбільша робоча напруга Клас напруги кВ Найбільша робоча напруга кВ 6 7 2 10 12 0 35 40 5 110 126 150 172 220 252 330 363 500 525 750 787 8.1.7 Допускається тривала робота трансформаторів обладнаних пристроєм РПН з навантаженням яке дорівнює номінальній потужності його обмоток на всіх відгалуженнях крім від'ємних відгалужень обмотки нижче мінус 5 % номінальної напруги. Під час роботи на відгалуженнях нижче мінус 5 % номінальної напруги потужність обмотки повинна відповідати незмінному для всіх цих ступенів струму який дорівнює номінальному струму відгалуження мінус 5 % а за відсутності такого відгалуження найближчому більшому струму наприклад при діапазоні ± 6 х 2 % номінальному струму відгалуження мінус 3 х 2 % . 8.1.8 Допускається тривале перевантаження однієї або двох обмоток трансформатора струмом який перевищує на 5 % номінальний якщо напруга жодної з обмоток не перевищує номінальної. При цьому для обмотки з відгалуженням навантаження не повинне перевищувати 1 05 номінального струму відгалуження якщо напруга на ньому не перевищує номінальної. Струм у спільній обмотці трансформатора не повинен перевищувати значення зазначеного в паспорті. 8.1.9 Для триобмоткового трансформатора допускається будь-який розподіл тривалих навантажень по його обмотках за умови що жодну з трьох обмоток не буде навантажено струмом який перевищує допустимий згідно з 8.1.8. 8.1.10 Для трансформаторів з розщепленою обмоткою допускаються такі самі перевантаження кожної вітки віднесені до її номінальної потужності як і для трансформаторів з нерозщепленою обмоткою. Додаткові перевантаження однієї вітки за рахунок тривалого недовантаження іншої допускаються за узгодженням з заводом-виготовлювачем. 8.1.11 У випадку нерівномірного навантаження трансформатора по фазах значення перевантажень належать до найбільш навантаженої обмотки найбільш навантаженої фази. 8.1.12 Допустиме перевантаження трансформаторів з охолодженням Д при вимкнутих вентиляторах визначається по відношенню До потужності згідно з паспортом трансформатора яку вони мають без дуття з охолодженням М . 8.1.13 Допускається паралельна робота дво та триобмотко-вих трансформато-рів на всіх обмотках а також двообмоткових з триобмотковими якщо жодна з обмоток паралельно ввімкнутих трансформаторів не навантажується більше її допустимої навантажувальної здатності. Паралельна робота трансформаторів з відношенням номінальних потужностей більше трьох не рекомендується. Умови паралельної роботи трансформаторів: - номінальні напруги і коефіцієнти трансформації обмоток повинні бути однаковими. Допускаються розбіжності для трансформаторів з коефіцієнтом трансформації менше або що дорівнює З в межах ± 1 %; для всіх останніх ± 0 5 %; - значення напруги короткого замикання не повинні відрізнятись більше ніж на ±10 %; - групи сполучення трансформаторів повинні бути тотожними. 8.1.14 Температура верхніх шарів масла при нормальному навантаженні трансформатора та реактора і максимальній температурі охолодного середовища середньодобова температура охолоджувального повітря ЗО °С температура охолоджувальної води 25 °С біля входу до охолодника не повинна перевищувати таких максимально допустимих величин: - 95 °С у трансформаторах і реакторах які мають природне масляне охолодження М або дуттьове Д ; - 75 °С у трансформаторах і реакторах які мають циркуляційне охолодження з примусовою циркуляцією масла та повітря ДІД якщо в технічних умовах на трансформатор заводом-виго-товлювачем не зазначено іншої температури; - 70 °С у трансформаторах які мають масляно-водяне охолодження з примусовою циркуляцією масла Ц на вході до маслоохолодника якщо в технічних умовах не зазначено іншої температури. Температура верхніх шарів масла в трансформаторах зарубіжного виробництва не повинна перевищувати значень зазначених фірмою а за відсутності їх значень установлених на основі теплових випробувань або цієї інструкції. Перевищення згаданих температур свідчить про несправність трансформатора яку необхідно з'ясувати і усунути. 8.1.15 Під час роботи трансформатора з охолодженням ДІД взимку доцільно підтримувати температуру верхніх шарів масла на рівні не нижче 15 °С щоб запобігти погіршенню охолодження його обмоток внаслідок підвищення в'язкості масла. Підтримувати температуру на зазначеному рівні допускається частковим вимкненням електронасосів охолодників якщо температура верхніх шарів масла не більше 40 °С. При цьому повинно бути не менше двох увімкнутих електронасосів протилежно приєднаних до бака трансформатора. 8.2 Навантажувальна здатність трансформаторів 8.2.1 Залежно від характеру добового або річного графіка навантаження та температури охолодного середовища допускаються систематичні навантаження та аварійні перевантаження трансформатора. Допустимі систематичні навантаження перевищують номінальне навантаження трансформатора але вони не викликають скорочення встановленого терміну його служби оскільки при цьому зношення виткової ізоляції трансформатора не перевищує нормального. Допустимі аварійні перевантаження викликають підвищене порівняно з нормальним зношення виткової ізоляції що може призвести до скорочення встановленого строку служби трансформатора якщо підвищене зношення згодом не буде компенсоване навантаженнями із зношенням виткової ізоляції нижче нормального. 8.2.2 Значення і тривалість допустимих систематичних навантажень і аварійних перевантажень визначаються для прямокутного двоступінчастого або багатоступінчастого графіка навантаження в які повинні бути перетворені вихідні графіки навантаження згідно з ГОСТ 14209 97 і для сухих трансформаторів згідно з ДСТУ 2767 94. Параметри вихідного графіка навантаження можна визначити з даних засобів вимірювань якими оснащено трансформатор. Навантаження трансформатора понад його номінальну потужність допускається тільки при справній і повністю ввімкнутій системі охолодження трансформатора. 8.2.3 При визначенні допустимих систематичних навантажень температуру охолодного середовища за період дії графіка навантаження або за ввесь період повторення графіка приймають такою яка дорівнює середньому значенню якщо при цьому температура позитивна і не змінюється більше ніж 12 °С. Якщо температура охолодного середовища змінюється більше ніж 12 °С або якщо значення температури охолодного повітря негативне необхідно використовувати еквівалентні значення температури розраховані згідно з ГОСТ 14209 97. При визначенні допустимих аварійних перевантажень температуру охолодного середовища приймають згідно з її виміряними значеннями під час виникнення аварійного перевантаження. 8.2.4 Для триобмоткового трансформатора допустимі навантаження визначають для найбільш навантаженої фази найбільш навантаженої обмотки. 8.2.5 Для добового двоступінчастого прямокутного графіка навантаження допустимі систематичні навантаження масляного трансформатора та аварійні перевантаження визначають згідно з ГОСТ 14209 97 а для сухого трансформатора згідно з ДСТУ 2767 94. За необхідності визначення допустимих систематичних навантажень і аварійних перевантажень із підвищеною точністю згідно з виміряними значеннями параметрів конкретного трансформатора які зазначено в його паспорті з використанням даних приймальних випробувань та з розрахункових записок трансформатора а також при добових повторюваних двоступінчастих графіках із тривалістю максимуму навантаження понад 12 год або при графіках навантаження з циклом повторення який не дорівнює добі як і при всіх видах багатоступінчастих графіків навантаження слід звертатись до виготовлювача. 8.2.6 Допустимі за величиною та тривалістю аварійні перевантаження зазначено в додатку Е. 8.2.7 Граничні значення параметрів які контролюються під час експлуатації і обмежують допустимі систематичні навантаження та аварійні перевантаження трансформаторів наведено в таблиці 8.2. 8.2.8 Відносне спрацювання виткової ізоляції трансформатора потрібно визначати за необхідності згідно з ГОСТ 14209 97. При визначенні відносного зношення виткової ізоляції необхідно застосовувати коефіцієнт ^ значення якого наведено в ГОСТ 14209 97. 8.3 Контроль режимів роботи трансформаторів 8.3.1 В установках з постійним черговим персоналом необхідно періодично виконувати контроль режимів роботи трансформатора з реєстрацією в експлуатаційній документації споживача таких параметрів: - струму навантаження; - напруги сторін трансформатора; Таблиця 8.2 Граничні значення температури та струму для режимів навантаження яке перевищує номінальне Тип навантаження Розподільчі трансформатори потужністю до 2 5 МВ-А Трансформатори середньою потужністю до 100 МВ-А Потужні силові трансформатори потужністю більше ніж 100 МВ*А Номінальний режим систематичних навантажень: - струм відн. од. 1 5 1 5 1 5 - температура найбільш нагрітої точки та металевих частин які прилягають до ізоляційного матеріалу °С 140 140 120 - температура масла у верхніх шарах °С 105 105 105 Режим систематичних тривалих аварійних перевантажень: - струм відн. од. 1 8 1 5 1 3 - температура найбільш нагрітої точки та металевих частин які прилягають до ізоляційних матеріалів °С 150 140 130 - температура масла у верхніх шарах °С 115 115 115 Режим короткочасних аварійних перевантажень: - струм відн. од. 2 0 1 8 1 5 - температура найбільш нагрітої точки та металевих частин які прилягають до ізоляційних матеріалів °С 160 160 160 - температура масла у верхніх шарах °С 115 115 115 - положення КІШ та показів лічильника кількості його перемикань; - активної та реактивної потужностей; - температури верхніх шарів масла; - тиску масла в герметичних вводах напругою 110 750 кВ; - тиску масла в системі охолодження. В оперативному журналі необхідно реєструвати температуру зовнішнього повітря значення якої використовувати для визначення допустимої температури верхніх шарів масла і перевірки відповідності значення тиску у верхніх точках герметичних вводів кривим наведеним у інструкціях з експлуатації вводів. Періодичність виконання операцій контролю режиму роботи трансформаторів установлюється як правило місцевими Інструкціями залежно від умов роботи трансформатора та з урахуванням чинного РД 34.20.501 89. 8.3.2 Допустимий струм спільної обмотки трансформатора необхідно контролювати за допомогою трансформатора струму «будованого в одну з фаз цієї обмотки або згідно з додатком ж! 8.3.3 Для трансформаторів на яких можливе перевантаження необхідно передбачати можливість контролю цього перевантаження Слід фіксувати в експлуатаційній документації величину і тривалість перевантаження та температуру верхніх шарів масла трансформатора. 8.3.4 У трансформаторах установлених у трансформаторних пунктах не рідше двох разів на рік у період максимальних і мінімальних навантажень необхідно вимірювати навантаження струмовимірю-вальними кліщами або за допомогою реєструвальних приладів і забувати покази температури масла по термометрах. Одночасно слід перевіряти рівномірність навантаження фаз трансформатора. 8.4 Аварійні режими 8.4.1 Аварійними режимами роботи трансформаторів вважаються такі режими в яких вони не можуть довго працювати скільки відхилення навіть одного з основних його параметрів від номінального значення при достатній тривалості створює загрозу пошкодження або руйнування частин трансформатора. 8.4.2 При оперативних перемиканнях і раптовому зниженні навантаження підвищення напруги на трансформаторах залежно від тривалості не повинне перевищувати значень наведених у таблиці 8.3. Таблиця 8.3 Допустимі перевищення напруги Параметр Допустиме значення Тривалість перевищення напруги не більше 20 хв 20 с Попереднє навантаження щодо номінального струму відгалуження не більше 0 50 1 00 Кратність напруги щодо номінальної напруги відгалуження не більше 1 15 1 30 Кількість перевищень напруги тривалістю 20 хв не повинна бути більше 50 протягом одного року. Кількість перевищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше 100 за строк служби трансформатора установлений згідно з ГОСТ 11677 85. При цьому кількість перевищень напруги не повинна бути більше 15 протягом одного року і більше двох протягом однієї доби. Проміжок часу між двома перевищеннями напруги тривалістю 20 с і 20 хв повинен бути не менше 1 год. Якщо перевищення напруги тривалістю 20 хв відбувалось двічі з годинним інтервалом то втретє таке перевищення допустиме тільки в аварійній ситуації і не раніше ніж через 4 год. При тривалості перевищення напруги проміжної між двома зазначеними вище значеннями тривалості допустима напруга дорівнює зазначеній у таблиці 8.3 для більшого з двох значень тривалості. Крім того при аварійних комутаціях допускаються короткочасні перевищення напруги частотою 50 Гц значення і тривалість яких зазначено в ГОСТ 1516.1 76. У випадках коли за умовами роботи трансформатора не може бути забезпечене обмеження зазначених вище допустимих значень перевищення напруги або тривалість їх впливу необхідно виконати захист від підвищення напруги. 8.4.3 У трансформаторах із малими коефіцієнтами трансформації АОДЦТН-133000/330/220 АТДЦТН-250000/330/220 при передачі реактивної потужності зі сторони ВН до сторони Н можливі небезпечні насичення ярмів магнітопроводу потоками розсіяння. Тому в таких трансформаторах необхідно контролювати та обмежувати перезбудження ярмів щоб виключити недопустимі нагрівання елементів конструкції. Перезбудження ярмів магнітопроводу потрібно контролювати за формулами наведеними в таблиці 8.4 використовуючи покази щитових кіловольтметрів обмоток ВН і СН. В автотрансформаторах із РПН у нейтралі АТДЦТН-250000/ 330/220 можливе також небезпечне насичення центральної частини стрижнів магнітопроводу. Таблиця 8.4 Визначення перезбудження ярмів Спосіб регулювання напруги трансформатора Максимальний потік у ярмах магнітопроводу трансформатора Фяр.макс % У нейтралі за допомогою регулювальної обмотки UВН – UСН *100 UВНном - UСНном У лінії СН за допомогою регулювальної обмотки включеної за схемою «вилка з реверсом» UВН – UСН* UСНном/ UВНном.р *100 UВНном - UСНном Примітка 1. UВН UСН робочі напруги виміряні на сторонах ВН і СН; UВНном номінальна напруга обмотки ВН; UСНном UСНном.р номінальні лінійні напруги обмотки СН які відповідають номінальному та даному робочому положенню перемикального пристрою. Перезбудження стрижня магнітопроводу необхідно контролювати за даними щитового кіловольтметра обмотки НН за формулою: Фст=UНН/UННном 1 де UНН напруга виміряна на стороні НН у робочому режимі кВ; UННном номінальна напруга обмотки НН кВ. Тривале до 6 год на добу перезбудження ярмів та стрижнів магнітопроводу трансформатора не повинне перевищувати 10 %. У разі виникнення перезбудження більшого від зазначеного значення або тривалого слід вжити заходів щодо зниження його по 10 % зменшенням реактивного навантаження трансформатора за погодженням з диспетчером енергосистеми. 8.4.4 Розрахункові значення допустимих кратностей усталених струмів короткого замикання які трансформатори витримують без пошкодження протягом допустимої тривалості визначаються згідно з ГОСТ 11677 85. Найбільша тривалість допустимого значення короткого замикання на вводах трансформатора: при замиканні на стороні НН Uном ? 35 кВ не більше 4 с а при замиканні на сторонах ВН СН і НН Uном ?110 кВ не більше 3 с. Допустиму тривалість зовнішнього короткого замикання tk під час протікання усталеного струму короткого замикання меншого ніж найбільше значення слід приймати відповідно до співвідношення: tk = tkмакс* І2к від / І2к 2 де tk допустима тривалість зовнішнього короткого замикання с; tkмакс допустима тривалість найбільшого значення струму короткого замикання зазначена вище с; /к усталений струм короткого замикання значення якого менше допустимого; /к від допустимий усталений струм короткого замикання відгалуження. Найбільша допустима тривалість зовнішнього короткого замикання ?к приймається не більше 15 с. При збільшенні потужності мережі та підвищенні кратності струму короткого замикання хоча б через одну з обмоток вище допустимого значення необхідно вжити в енергосистемі заходів щодо обмеження струму через трансформатор установлення струмообмежувальних реакторів резисторів секціонування мережі і т.ін. . Скорочення кількості небезпечних впливів струмів короткого замикання близьких до допустимого на обмотки трансформаторів рекомендується виконувати забороною автоматичного повторного або ручного ввімкнення пошкоджених ліній електропередавання підключених на сторонах СН або НН. 8.4.5 Трансформатори крім ТСН енергоблоків витримують у експлуатації ударні поштовхи струмом. При цьому кількість і значення кратності ударних поштовхів струму не повинні перевищувати значень наведених у таблиці 8.5. Допустимість поштовхів струмом тривалістю більше 15 с повинна бути узгоджена з виробником. Таблиця 8.5 Допустима кількість ударних поштовхів струму Кількість ударних поштовхів струму за добу Кратність струму по відношенню до номінального не більше ДоЗ 2 0 Понад 3 до 10 1 3 Понад 10 до 1000 1 1 8.5 Несправності та аварії трансформаторів 8.5.1 Несправності трансформаторів 8.5.1.1 Несправності трансформатора можна виявити під час огляду за дією попереджувальної сигналізації та показуючих приладів результатами фізико-хімічного аналізу масла з бака трансформатора та контактора за результатами хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів і профілактичних випробувань. 8.5.1.2 При виявленні несправності необхідно вжити всіх можливих заходів щодо її усунення. Якщо виявлені несправності не можна усунути без вимкнення трансформатора його необхідно вимкнути. Вимикати трансформатор для більш детального з'ясування причин несправності та наступного за необхідності його виведення в ремонт необхідно в таких випадках: сильний та нерівномірний шум потріскування всередині трансформатора: а робота газового захисту на сигнал; б ненормальне постійно зростаюче нагрівання трансформатора під час нормальної роботи системи охолодження і навантаження не вище номінального; в поява тріщин і відколів фарфору на вводах трансформатора а також ковзних розрядів або слідів перекриття; г викид масла з бака через запобіжні клапани або трубу; д зношення запобіжної мембрани на баку контактора; е теча масла яка викликає його вихід із розширників; є наявність у маслі завислого вугілля води великої кількості механічних домішок кисла реакція масла знижена пробивна напруга та зниження температури спалаху масла більше ніж на 5 °С порівняно з результатами попередніх випробувань ; ж різка зміна кольору масла; з збільшення загального газовмісту в маслі в трансформаторах із плівковим захистом; й наявність дефектів твердої ізоляції або струмовідних з'єднань виявлених за результатами аналізу розчинених у маслі газів. 8.5.1.3 При підвищенні температури масла трансформатора з примусовими системами охолодження понад допустиме значення див. 8.1.14 необхідно ввести в роботу резервний охолодник з'ясувати причини підвищення температури і вжити заходів щодо їх усунення. Для цього необхідно: - перевірити навантаження трансформатора і відповідність температури масла цьому навантаженню з урахуванням температури навколишнього середовища; - звірити покази термосигналізаторів між собою; - перевірити роботу системи охолодження. У разі несправності системи охолодження з'ясувати причини їх появи і вжити заходів щодо їх усунення. За неможливості швидкого усунення несправності яка викликала перегрівання трансформатор необхідно розвантажити до допустимої потужності згідно з 8.5.2. Слід також пам'ятати що при систематичних допустимих навантаженнях і аварійних перевантаженнях відповідно до вимог зазначених у 8.2 .допустима температура верхніх шарів масла перевищує 75 °С таблиця 8.2 . 8.5.1.4 При зниженні рівня масла в розширниках трансформатора або пристрою РПН необхідно здійснити огляд трансформатора визначити причини зниження рівня масла і вжити заходів щодо його відновлення. Основною причиною зниження рівня масла в розширнику як правило є порушення маслощільності трансформатора. Якщо усунення течі без вимкнення трансформатора неможливе слід вжити заходів щодо виведення трансформатора з роботи для усунення течі та доливання масла. У разі зниження рівня масла при зниженні температури навколишнього повітря внаслідок неправильно встановленого рівня масла необхідно долити масло в розширник. При появі сигналу про зниження рівня масла в розширнику пристрою РПН необхідно вжити заходів щодо заборони перемикання пристрою РПН. При появі сигналу про високий рівень масла в будь-якому з розширників необхідно відрегулювати рівень масла в розширнику за середньою температурою масла в баку трансформатора або контактора пристрою РПН. Середня температура масла у вимкнутому трансформаторі визначається за показами термосигналізатора за час 3t 4t з моменту вимкнення трансформатора t стала часу трансформатора наведена в його паспорті . При доливанні масла за необхідності в працюючий трансформатор для визначення середньої температури масла в баку трансформатора необхідно виміряне значення температури верхніх шарів масла зменшити на З °С для системи ДЦ на 8 °С для системи М і на 10 °С для системи Д. Рівень масла у відсіку розширника пристрою РПН установлюється таким щоб покази масловказівника при позитивній температурі масла відповідали приблизно середині шкали масловказівника. 8.5.1.5 При появі сигналу про несправність пристрою РПН трансформатора з дії сигнальних пристроїв необхідно визначити характер несправності несправність приводу РПН несправність блока автоматичного регулювання і т.ін. причини її появи і вжити заходів щодо ЇЇ усунення. При застряганні пристроїв РПН у проміжному положенні або при неузгодженості їх приводів однофазні пристрої необхідно: - установити режим дистанційного керування пристроєм РПН якщо до цього був режим автоматичного керування; - визначити положення пристрою РПН кожної фази трансформатора за допомогою покажчика положення на щиті керування або покажчика положення приводу; - за відсутності видимих пошкоджень пристрою РПН у шафі приводу неузгодженого пристрою встановити в положення «Місцеве» перемикач режиму керування пристроєм; - електричним приводом натисканням відповідної кнопки в шафі керування довести пристрій РПН до положення до якого він не дійшов перед зупинкою в проміжному положенні; - установити перемикач режиму керування пристроєм РПН у положення «ДА»; - за необхідності установити режим автоматичного керування пристроєм РПН. Якщо пристрій РПН неможливо довести до необхідного положення електричним приводом необхідно вивести трансформатор у ремонт і усунути несправності пристрою РПН або його приводу. 8.5.1.6 При появі сигналу про закриття відсічного клапана і відсутності дії захистів від внутрішніх пошкоджень трансформатора з дії сигнальних реле визначити трансформатор фазу трифазної групи з закритим відсічним клапаном і відкрити його. Перед відкриттям клапана необхідно злити масло з його кожуха. З'ясувати і усунути причину наприклад несправність кола керування помилкової дії відсічного клапана. При закритті відсічного клапана трансформатора дією його захистів необхідно оглянути трансформатор і за відсутності течі масла відкрити відсічний клапан газовий захист на момент відкриття потрібно перевести на «сигнал». 8.5.2 Відмови системи охолодження ДЦ трансформатора 8.5.2.1 При відмові частини охолодників під відмовою охолодника мається на увазі відмова хоча б однієї з його функцій дуття циркуляції масла тривало допустиме навантаження К в частках номінальної потужності трансформатора визначається співвідношенням: 3 де m кількість справних охолодників які залишились у роботі; n загальна кількість робочих охолодників трансформатора; Pхх втрати неробочого XX ходу трансформатора; Pкз втрати короткого замикання трансформатора при номінальному навантаженні. При повній відмові системи охолодження допускається робота трансформатора з навантаженням по струму не більше номінального протягом 10 хв або режим неробочого ходу протягом ЗО хв. Якщо після зазначеного часу температура верхніх шарів масла не досягла 75 °С допускається підтримувати навантаження по струму не більше номінального до досягнення зазначеної температури але не більше 1 год після появи відмови системи охолодження. Зазначений вище режим роботи трансформатора повинен припинятись автоматично дією спеціально передбаченого для цього технологічного захисту. Трансформатори з дуттьовим охолодженням масла Д при аварійному вимкненні усіх вентиляторів дуття можуть працювати з номінальним навантаженням протягом часу: Температура зовнішнього повітря °С мінус 15 мінус 10 0 10 20 ЗО Допустима тривалість навантаження год 60 40 16 10 64 8.5.2.2 За дією сигнальних пристроїв які фіксують несправність системи охолодження трансформатора необхідно визначити трансформатор фази трифазної групи із несправною системою охолодження з'ясувати причини появи несправностей і вжити заходів щодо їх усунення. При появі сигналу про аварійне вимкнення усіх охолодників трансформатора необхідно: - зафіксувати час втрати охолодження; - з дії сигнальних пристроїв визначити трансформатор фазу трифазної групи з вимкнутою системою охолодження; - визначити температуру верхніх шарів масла трансформатора; - вжити заходів щодо відновлення нормальної роботи системи охолодження згідно з 8.5.2.1. 8.5.3 Дія газового захисту трансформатора «на сигнал» 8.5.3.1 При спрацюванні газового захисту трансформатора «на сигнал» слід негайно розвантажити і вимкнути трансформатор для з'ясування причин спрацювання газового реле відібрати проби газу з газового реле для хімічного аналізу і перевірки його на горючість і проби масла з бака трансформатора для хроматографічного аналізу. Відбирання проби газу здійснювати при відкритому відсічному клапані за допомогою стаціонарного пристрою за його наявності у гумові відсмоктувальні балони ємкістю не менше 400 500 см3 або в бюрети об'ємом 500 см3 з підсоленою водою. При цьому слід мати на увазі що газ відібраний в гумові ємкості повинен знаходитись у них не більше 1 5 2 год. 8.5.3.2 Якщо при огляді трансформатора ознак пошкодження не знайдено то потрібно перевірити наявність масла в розширнику чи відкрито відсічний клапан крізь оглядове скло визначити наявність газу в реле відібрати проби газу з реле для хімічного аналізу і перевірки його на горючість і проби масла з бака трансформатора для хроматографічного аналізу. 8.5.3.3 Перевіряти газ на горючість необхідно в приміщенні відразу після його відбирання. Якщо газ є горючим або в трансформаторі за результатами аналізу газу і хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів містяться продукти розкладання ізоляції або масла трансформатор необхідно вивести в ремонт. Якщо газ негорючий і в ньому відсутні продукти розкладання ізоляції трансформатор може бути залишений у роботі з подальшим наглядом за виділенням газу. При збільшенні частоти появи газу в реле трансформатор необхідно розвантажити і вимкнути для виявлення причини виділення газу. 8.5.4 Аварійне автоматичне вимкнення трансформатора 8.5.4.1 При аварійному автоматичному вимкненні трансформатора дією захистів необхідно діяти згідно з 7.2.3.1 7.2.3.6 8.5.1.1 8.5.1.2. Перед відбиранням проби газу в цьому випадку потрібно відкрити вручну відсічний клапан якщо він закрився. При цьому слід мати на увазі що проби газу можна не відбирати якщо рівень масла в розширнику з плівкою нижче мінімального. У цьому випадку до відбирання проби газу рекомендується долити масло в розширник до рівня що перевищує мінімальний. 8.5.4.2 При аварійному вимкненні трансформатора дією захистів від внутрішніх пошкоджень газовим диференційним і т. ін. необхідно виконати позачерговий огляд внутрішньої поверхні гнучкої оболонки розширника за її наявності з метою виявлення ЇЇ провисання внаслідок попадання газу з бака трансформатора. Огляд здійснити через патрубок для установлення масловказівника. У разі виявлення провисання оболонки у верхній частині внаслідок попадання газу між стінкою розширника та оболонкою на непрацюючому трансформаторі виконати такі операції: - від'єднати повітроосушник і на його місце підвести повітропровід з манометром; - заглушити патрубок для покажчика рівня масла; - закрити засувку на маслопроводі між корпусами відсічного клапана та газового реле; - наповнити гнучку оболонку повітрям до тиску 15 кПа 0 15 атм ; - відкрити заглушки на верхніх патрубках розширника викрутити пробки випустити газ що зібрався і при появі масла ущільнити патрубки пробки ; - зняти тиск у оболонці і вимкнути повітропровід; - відкрити засувку на маслопроводі між корпусами відсічно-го клапана та газового реле; - під'єднати повітроосушник; - установити покажчик рівня масла; - відкрити відсічний клапан. Слід пам'ятати що роботи з видалення газу з розширника необхідно здійснювати швидко без затримок щоб запобігти пошкодженню бака трансформатора після закриття зазначеної вище засувки та відсічного клапана. Щоб переконатись у герметичності оболонки і розширника після випуску з нього газу потрібно повторити огляд гнучкої оболонки не пізніше одного місяця. У разі виявлення порушення герметичності розширник необхідно демонтувати і перевірити окремо герметичність оболонки та розширника відповідно до вимог інструкції з експлуатації розширника з гнучкою оболонкою. 8.5.4.3 При вимкненні трансформатора дією захисного реле пристрою РПН необхідно оглянути трансформатор кришки баків контакторів пристроїв РПН і захисні реле. При цьому необхідно переконатись у відсутності неправильної роботи захисного реле а також звернути увагу на стан запобіжної мембрани і рівень масла в розширнику контактора пристрою РПН. Увімкнення трансформатора в роботу після спрацювання захисного реле або запобіжної мембрани необхідно здійснювати тільки після проведення ревізії контактора пристрою РПН і заміни пошкоджених деталей металокерамічних контактів струмообмежувальчих резисторів а також масла в баку контактора. Зазначені роботи потрібно виконувати згідно з вказівками інструкції з експлуатації пристрою РПН.8.5.5 Пожежа на трансформаторі У разі виникнення пожежі на трансформаторі необхідно зняти напругу якщо він не вимкнувся автоматично дією захистів викликати пожежну команду повідомити керівництво енергопідприємства і розпочати гасіння пожежі відповідно до місцевої інструкції з гасіння пожеж у електроустановках. Якщо не ввімкнулась стаціонарна автоматична система пожежогасіння трансформатор потужністю 200 МВ-А і більше необхідно ввімкнути її вручну. Під час гасіння пожежі вжити заходів щодо запобігання розповсюдженню вогню виходячи з умов що створились. 9 Технічне обслуговування та контроль за станом трансформаторів Для підтримки трансформатора в працездатному стані протягом усього періоду його експлуатації від першого введення в роботу до повного списання в результаті морального або фізичного зношення необхідно регулярно здійснювати технічне обслуговування трансформатора. Установлюються такі види планового технічного обслуговування трансформатора: - технічний огляд; - профілактичний контроль. Крім того у процесі експлуатації можна здійснювати позапланове технічне обслуговування зумовлене появою в міжремонтні періоди несправностей трансформатора або його аварією. Технічне обслуговування трансформатора необхідно виконувати згідно з цим розділом та відповідною інструкцією з експлуатації складових частин комплектуючих виробів додаток Й . Рекомендований обсяг і періодичність робіт із технічного обслуговування трансформатора та його складових частин наведено в додатку К. 9.1 Технічне обслуговування та контроль за станом трансформаторів 9.1.1 Технічний огляд трансформатора слід провадити відповідно до 7.1.5.1 Додатково до цього потрібно перевірити: - відсутність сторонніх шумів помітних вібрацій які призводять до пошкодження або неправильної роботи складових частин приладів і апаратури установлених на трансформаторі; - відповідність показів лічильників кількості перемикань приводів пристроїв РПН кількості здійснених перемикань; - правильність положення перемикачів режиму роботи охолодників. 9.1.2 Технічний огляд складових частин трансформатора необхідно виконувати відповідно до інструкцій з експлуатації цих частин. 9.1.3 Періодичність технічних оглядів трансформатора без його вимкнення як правило установлюється місцевими інструкціями відповідно до вимог чинних Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж. 9.1.4 Працюючі трансформатори та реактори слід оглядати з дотриманням ДНАОП 1.1.10-1.01 97 тобто не наближатись на небезпечну відстань до частин які знаходяться під напругою. Трансформатори та реактори без вимкнення потрібно оглядати в такі строки: - в установках з постійним чергуванням персоналу або з місцевим персоналом: головні трансформатори електростанції та підстанції основні та резервні трансформатори власних потреб а також трансформатори зв'язку електростанції та реактори один раз на добу решту трансформаторів один раз на тиждень; - в установках без постійного чергування персоналу не рідше одного разу на місяць а в трансформаторних пунктах не рідше одного разу на шість місяців. Залежно від місцевих умов і стану трансформаторів і реакторів зазначені строки можуть бути змінені технічним керівником підприємства. При різкому зниженні температури зовнішнього повітря або інших різких змінах погодних умов необхідно здійснити позачергові огляди усіх трансформаторів і реакторів зовнішнього установлення перевіривши рівень масла стан вводів і системи охолодження. Зазначені вище огляди повинен здійснювати черговий персонал. Крім того трансформаторні установки повинні періодично оглядатись більш кваліфікованим персоналом який відповідає за експлуатацію в цілому. 9.1.5 Під час роботи трансформатора та реактора які мають охолодження з примусовою циркуляцією масла ДЦ або Ц слід періодично під час оглядів контролювати за манометрами тиск масла і води в системі охолодження. Для запобігання попаданню води в масло при працюючих насосах наднормальний тиск масла в охолоднику повинен бути на 0 1 0 2 МПа 1 2 кгс/см2 вище ніж води. Для запобігання попаданню води в масло при аварійній зупинці маслонасоса необхідно щоб статичний напір масла в охолодниках перевищував максимальний наднормальний робочий тиск води не менше ніж на 0 01 0 03 МПа 0 1 0 3 кгс/см2 що повинно бути забезпечено відповідним розташуванням охолодників і схемою подавання охолодної води. Слід також не рідше одного разу на шість місяців перевіряти справність сигналізації припинення циркуляції масла охолодної води або зупинки вентиляторів а також увімкнення резервного охолодника або джерела живлення. Із несправною сигналізацією трансформатор і реактор залишати в роботі не дозволяється. 9.1.6 Ступінь охолодження масла в трансформаторі з масляно-водяним охолодженням слід контролювати за різницею температур масла на вході і виході з охолодника. При номінальному навантаженні трансформатора різниця температур не повинна бути менше 10 °С. У разі перевищення цього рівня слід вживати заходів щодо форсування охолодження. Якщо немає можливості збільшити витрату води то слід на деякий час увімкнути резервний маслонасос. 9.1.7 Взимку при вимкненні трансформатора з масляно-водяним охолодженням необхідно спускати воду з охолодників або утеплювати їх із проведенням інших заходів для запобігання заморожуванню. 9.2 Профілактичний контроль Під час профілактичного контролю передбачається виконання робіт 'з перевірки трансформаторного масла профілактичних випробувань трансформатора а також виконання регламентних робіт у міжремонтний період із заміни зношених частин і матеріалів шарикопідшипники маслонасосів силікагель фільтрів і т.ін. . 9.2.1 Випробування трансформаторного масла 9.2.1.1 У процесі експлуатації трансформатора необхідно періодично контролювати стан трансформаторного масла в баках трансформатора та контакторів пристроїв РПН у вводах негерметичного виконання. Необхідно також здійснювати хроматографічний аналіз газів розчинених у маслі всіх трансформаторів з пристроями РПН трансформаторів на напругу 110 кВ і вище а також трансформаторів власних потреб. Періодичність відбирання проб масла зазначено в таблиці 9.1. Таблиця 9.1 Періодичність випробувань проб масла Місце відбирання Періодичність відбирання Для фізико-хімічного аналізу Для хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів Бак трансформатора Через десять днів один місяць три місяці після ввімкнення далі один раз на три роки а також при аварійному вимкненні трансформатора Через три дні один місяць три місяці шість місяців після ввімкнення і далі один раз на шість місяців а також при аварійному вимкненні трансформатора і при дії газового реле «на сигнал» Бак контактора пристрою РПН Через кожні 5000 РНОА пристрою РПН 30000 РС або 50000 8СУ 50У-3 перемикань але не рідше одного разу на рік Не здійснюється Вводи на напругу на вводи Відповідно до інструкції 110 кВ і вище Відібране з бака трансформатора на напругу 150 кВ і вище масло для фізико-хімічного аналізу необхідно перевіряти згідно з пунктами 1 2 4 7 10 і 11 таблиці Б.1 додаток Б.1 із вводів відповідно до інструкції на вводи із трансформаторів на напругу до 110 кВ згідно з пунктами 1 2 4 6 а при погіршенні ізоляції згідно з пунктом 7. Відбирають проби масла на працюючому трансформаторі або ж відразу після його вимкнення. Для проб масла узятих з бака контактора пристрою РПН потрібно визначити пробивну напругу і вологовміст. Показники якості масла повинні задовольняти норми наведені в таблиці Б.1 додаток Б . При виявленні ознак погіршення стану масла в початковий період експлуатації трансформатора необхідно звертатись за консультацією на підприємство-виготовлювач. Оцінення результатів хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів необхідно здійснювати згідно з РД 34.46.303 89. 9.2.1.2 Для заливання необхідно застосовувати масло марок і з характеристиками згідно з додатком Б. Для доливання необхідно застосовувати як правило масло аналогічне залитому в трансформатор. Масла виготовлені за різними стандартами та технічними умовами рекомендується зберігати і застосовувати як правило окремо. Змішування масел різної якості не рекомендується оскільки це призводить до погіршення якості кращого масла зниження його строку служби і підвищення експлуатаційних витрат під час технічного обслуговування трансформатора. За необхідності допускається змішування між собою масел однакової якості ТКп Т-750 і Т-1500 у будь-яких пропорціях якщо тангенс кута діелектричних втрат пробної суміші не перевищує тангенсу кута діелектричних втрат компонента з найбільшими діелектричними втратами. Як виняток допускається змішування масла марки ГК з іншими маслами з причин зазначених вище . Допускається змішування свіжих та експлуатаційних масел кислотне число не більше 0 08 мг КОН нейтральна реакція водної витяжки відсутність розчиненого шламу . Суміш масел призначених для обладнання різних класів напруги повинна використовуватись тільки для обладнання нижчого класу напруги. 9.2.2 Профілактичні випробування трансформаторів 9.2.2.1 Профілактичні випробування трансформаторів необхідно здійснювати під час поточних і капітальних ремонтів для перевірки стану трансформатора який знаходиться в експлуатації і одночасно якості ремонту. За необхідності профілактичні випробування можна здійснювати в міжремонтний період під час планового технічного обслуговування з метою контролю стану ізоляції трансформатора якщо є ознаки її погіршення наприклад через зниження якості масла. Випробування трансформатора також необхідно здійснювати після аварії якщо вона не супроводжувалась пожежею. 9.2.2.2 Профілактичні випробування необхідно здійснювати в об'ємі передбаченому чинним ГКД 34.20.302 2002. При цьому вимірювання характеристик ізоляції обмоток трансформатора R60”/R15” tg? слід здійснювати за схемами наведеними в його паспорті. У трансформаторах потужністю 63 МВ-А і більше необхідно виконувати вимірювання Zк не тільки при першому введенні в експлуатацію а й під час капітальних ремонтів а також після протікання крізь трансформатор струмів 0 7 і більше допустимого розрахункового струму короткого замикання трансформатора ГОСТ 11677 85 . Залежно від виду робіт обсяг перевірок може бути обмежений перевіркою контрольних параметрів які найбільш чітко виявляють дефект який може бути допущений при виконанні даного виду робіт. Наприклад після заміни вводу достатньо обмежитись перевіркою опору обмоток постійному струму і трансформаторного масла з бака трансформатора а також вимірюванням характеристик ізоляції його обмоток. Результати випробувань слід порівнювати з установленими параметрами. Якщо вимірювана величина не нормується її необхідно порівняти з даними попередніх вимірювань або аналогічних вимірювань на однотипному трансформаторі з результатами решти випробувань і т.ін. Допустимі відхилення значення Zk від значення виміряного на місці установлення трансформатора під час його першого введення в роботу повинні становити не більше 3 % а від значення обчисленого за паспортними даними не більше 5 %. Основні методичні вказівки з випробувань трансформаторів наведено в ГОСТ 3484-88 і РД 16.363-87. Вимірювання Zк трансформаторів необхідно здійснювати згідно з чинною методикою. Результати усіх випробувань необхідно оформляти протоколами в яких крім результатів вимірювань і випробувань навести дані про прилади і схеми випробувань температури обмоток масла та інші необхідні для порівняння результатів випробувань проведених у різний час. 9.2.2.3 Результати випробувань не можуть бути єдиним і достатнім критерієм для оцінення стану трансформатора. Для оцінення стану трансформатора потрібно застосовувати системний підхід який враховує результати всіх випробувань у тому числі і додаткових перед ремонтом наприклад вимірювання опору короткого замикання відомостей про попередню роботу трансформатора дані огляду і внутрішнього ремонту. Аналіз стану трансформатора включає: - систематизацію та аналіз режимів роботи трансформатора при цьому особлива увага приділяється розгляданню аварійних режимів допустимих навантажень і перевантажень; - систематизацію та аналіз відмов і несправностей трансформаторного обладнання і складових частин у тому числі контрольно-вимірювальної апаратури ; - оцінення результатів робіт з поточного обслуговування виявлення вузлів які працюють понад нормативний ресурс у першу чергу маслонасоси системи охолодження ; - систематизацію та аналіз результатів перевірки трансформаторного масла і профілактичних випробувань трансформатора з визначенням тенденції їх зміни; при цьому особливу увагу слід приділяти результатам аналізу розчинених у маслі газів і характеристикам масла які свідчать про рівень забруднення і старіння. Для оцінення стану ізоляції трансформаторів на напругу 110 кВ і вище необхідно використовувати макети ізоляції. Програма додаткових випробувань і внутрішнього огляду повинна складатись з урахуванням результатів аналізу стану трансформатора умов експлуатації особливостей його конструкції. Остаточне оцінення стану трансформатора слід здійснювати за результатами всіх випробувань і вимірювань і порівнянням їх з даними попередніх випробувань і вимірювань із урахуванням аналізу даних <з його експлуатації. За результатами оцінення стану трансформатора приймається рішення про строки проведення відповідного ремонту. 9.2.3 Регламентні роботи 9.2.3.1 Для вчасного виконання регламентних робіт необхідно вести облік тривалості робіт вузлів і матеріалів схильних до зношення або старіння шарикопідшипники маслонасосів силікагель фільтрів і т.ін. . 9.2.3.2 Заміну силікагелю та повстяної прокладки в термосифонних і адсорбційних фільтрах допускається здійснювати на працюючому трансформаторі. Під час проведення робіт на адсорбційному фільтрі необхідно перевести дію вимикального елемента газового реле на сигнал. Для заповнення фільтрів слід застосовувати силікагель марки КСКГ згідно з ГОСТ 3956 76Е. Силікагель який був у використанні необхідно просушити до залишкового вологовмісту не більше 0 5 % по масі . Періодичність заміни силікагелю зазначено в додатку Е. При заміні силікагелю особливу увагу слід звертати на видалення повітря з фільтрів керуючись при цьому інструкцією з експлуатації термосифонного та адсорбційного фільтра. 9.2.3.3 Для заповнення повітроосушника необхідно застосовувати силікагель марки КСКГ просочений хлористим кальцієм і просушений до залишкового вологовмісту не більше 0 5 % по масі . Патрон заповнювати індикаторним силікагелем згідно з ГОСТ 8984-75. Одночасно з заміною силікагелю слід здійснювати очищення внутрішньої порожнини і заміну масла в масляному затворі керуючись вказівками інструкції з експлуатації повітроосушника. 9.2.3.4 Змащувати шарніри і тертьові деталі передачі пристрою РПН серії РНОА необхідно через кожні шість місяців тугоплавким незамерзаючим мастилом. Заміну мастила в редукторах приводів пристроїв РПН необхідно здійснювати відповідно до вказівок інструкцій з їх експлуатації. 9.2.3.5 Регламентні роботи під час технічного обслуговування маслонасосів серії МТ потрібно здійснювати після напрацювання 20 тис. год. При цьому необхідно вимкнути маслонасос із системи охолодження і перевірити стан підшипників ущільнень величину опору ізоляції електродвигуна відносно корпусу стан щілинного ущільнення робочих коліс. Заміну шарикопідшипників та інші відбудовні роботи потрібно здійснювати при напрацюванні маслонасосом не більше 50 тис. год якщо інше не зазначено в його інструкції. Ці роботи повинні виконуватись відповідно до вказівок які містяться в паспорті маслонасоса. 9.2.3.6 Не рідше одного разу на шість місяців необхідно перевіряти справність сигналізацій вимкнення маслонасосів і вентиляторів а також увімкнення резервного охолодника і джерела живлення. 9.2.3.7При оперативному вимкненні трансформатора необхідно залишати в роботі кола сигналізації масловказівників відсічного клапана і газового реле захисту РПН . 10 Експлуатація пристроїв перемикання відгалужень обмоток трансформаторів 10.1 Загальні положення 10.1.1 Для забезпечення вимірювання коефіцієнта трансформації трансформаторів з метою регулювання напруги застосовуються пристрої перемикання далі ПП відгалужень обмоток трансформаторів які поділяються на дві групи: - ПП які здійснюють перемикання на працюючому трансформаторі під навантаженням що називаються пристроями РПН; - ПП які здійснюють перемикання на незбудженому вимкненому від мережі трансформаторі що називаються пристроями ПБЗ. 10.1.2 Пристрої РПН поділяються на два види: - повільнодіючі у яких струмообмежувальним елементом є окремий струмообмежувальний реактор які також називаються ре-акторними пристроями РПН; - швидкодіючі РПН в яких струмообмежувальним елементом є активний резистор опір який як правило установлюється в контакторі час обтікання струмом резисторів становить до декількох десятків мілісекунд. Швидкодіючі ПП називають резисторними. 10.1.3 Більше половини парку трансформаторів потужністю більше 1 МВА оснащені ПП РПН. В експлуатації знаходиться Декілька типів РПН вітчизняного та імпортного виробництва а саме: - реакторні пристрої - РНТ-13 РНТ-18 РНТ-20 РНТ-23 з приводними механізмами далі ПМ ПДП-1 ПДП-4 МА-1; - швидкодіючі ПП РС-3 РС-4 РС-9 із ПМ МЗ-2 МЗ-4 8ДУ 630 або 1250 5СУ-1600 ЗАУ-1600 із ПМ ЕМ-1. РНТА на струми 125 200 320 630 А ЗРНОА РНОА на номінальні напруги 35 110 220 і 330 кВ. 10.1.4 Практично всі трансформатори без РПН потужністю до 250 МВ-А і обмотки СН триобмоткових трансформаторів РПН оснащено ПП ПБЗ що як правило мають ручний привід на п'ять положень для регулювання напруги в діапазоні ± 2 5 • 2 % таких типів: - ПБ барабанного типу однофазні з кільцевими контактами на струми 400 А і більше; - ПТ-6 барабанного типу трифазні; - ПТЛ барабанного типу трифазні з ламельними контактами на струм до 400 А; - ПТР трифазні рейкові перемикачі з ламельними контактами на струм до 400 А класу напруги 10 кВ. 10.1.5 Для усіх ПП ПБЗ основними профілактичними роботами є огляди приводу усунення протікань через сальник при їх появі підтягуванням натискувальної гайки при кожному перемиканні а за їх відсутності один раз на шість місяців здійснювати прогін ПБЗ: 10 циклів по всьому діапазону. Ремонт ПП ПБЗ потрібно здійснювати згідно з заводською інструкцією під час капітального ремонту трансформатора. 10.2 Експлуатація пристроїв РПН 10.2.1 Пристрої РПН повинні експлуатуватись відповідно до інструкції заводів-виготовлювачів. Місцеві інструкції необхідно складати на основі заводських інструкцій і вимог цього розділу. 10.2.2 Після монтажу або ремонту ПП в обов'язковому порядку перевіряють його роботу в обсязі і послідовності зазначених у інструкції заводу-виготовлювача. Під час випробування трансформаторів або автотрансформаторів з пристроєм РПН перед включенням їх у роботу після монтажу або капітального ремонту слід на неробочому ході виконати два-три повних цикли перемикань від блока автоматичного регулювання напруги далі АРН або дистанційно для перевірки роботи пристрою РПН. Ці випробування дають змогу перевірити якість обладнання монтажу або ремонту для вирішення питання про можливість введення пристрою РПН у експлуатацію. 10.2.3 Після монтажу кожної ревізії або вимкнення трансформатора на тривалий час під час підготовки трансформатора до ввімкнення під навантаженням необхідно виконати прогін вибірника відгалужень по всіх положеннях два три рази для зняття плівки окисів із контактних поверхонь. 10.2.4 Пристрій РПН трансформатора повинен постійно знаходитись у робочому стані його робота кількість операцій повинна фіксуватись лічильником кількості операцій. За наявності блока АРН він повинен бути постійно введеним у роботу і виводитись із роботи тільки при несправності і режимах роботи трансформаторів при яких блок автоматичного керування не може бути використаний. Сьогодні замість блока АРТ-1Н освоєно блок автоматичного керування ЕРНТ-1. 10.2.5 Під час роботи трансформаторів обладнаних пристроєм РПН із блоком автоматичного керування приводом потрібно забезпечити виведення блока з роботи і видання сигналізації несправності: - при невиконанні команди привід не пішов ; - при незакінченні команди на перемикання застрягання контактів вибірника в проміжному положенні несправність приводного механізму ; - при виході з ладу блока автоматичного керування приводу; - при зникненні живлення приводу пристрою РПН і блока автоматичного керування. 10.2.6 Під час паралельної роботи трансформаторів обладнаних пристроєм РПН із блоками автоматичного керування приводом блок автоматичного керування потрібно виводити з роботи в таких випадках: - при несправності блока автоматичного керування приводом; - при невиконанні команди на перемикання несправність одного з приводних механізмів застрягання в проміжному положенні контактів вибірника одного з пристроїв РПН ; - при неузгодженні коефіцієнтів трансформації паралельно працюючих трансформаторів і у фазах трансформаторів з однофазними пристроями РПН. 10.2.7 При пошкодженні блока автоматичного керування його потрібно вимкнути а пристрій РПН слід перевести на дистанційне керування. 10.2.8 При відмові схеми дистанційного керування пристроєм РПН слід вивести її в ремонт і вжити термінових заходів щодо виявлення Та усунення несправності. Перемикання пристрою РПН за допомогою рукоятки на трансформаторі що знаходиться під напругою не допускається внаслідок небезпеки для персоналу і можливості пошкодження трансформатора через неправильне установлення пристрою РПН в нове положення а також ненормальну тривалість циклу перемикання. Перемикання рукояткою допускається на знеструмленому трансформаторі. 10.2.9 При застряганні перемикача в проміжному положенні або неузгодженні фаз керування приводом він переводиться в режим «Дистанційний» і за відсутності пошкоджень пристрою дається команда на закінчення перемикання. При несправності приводу подається заявка на виведення трансформатора в ремонт. Після усунення несправності слід відновити нормальну схему. При виявленні несправності вибірника або контактора трансформатор потрібно вимкнути і вивести в ремонт. 10.2.10 У схемі керування ПП РПН повинна постійно бути ввімкнута блокіровка яка не дає змоги приводити ПП у дію при струмі який перевищує допустимий струм для даного ПП а для швидкодіючих РПН і блокіровку при температурі масла мінус 25 °С. 10.2.11 Під час оглядів черговим персоналом пристроїв РПН із струмообмежувальними реакторами необхідно звертати увагу: - на відповідність положень на покажчиках ПМ або щиті керування; - на відповідність положень на покажчиках ПМ паралельно працюючих трансформаторів; - на сувору відповідність фіксованому положенню ПМ; - на рівень масла в баку контакторів він повинен бути в межах позначок нанесених на масловказівнику ; - на зовнішній стан доступних огляду елементів пристрою РПН. 10.2.12 Під час огляду черговим персоналом швидкодіючих пристроїв РПН необхідно звертати увагу: - на відповідність положень на покажчиках у ПМ і щиті керування; - на відповідність положень на покажчиках ПМ на пристроях РПН що мають пофазне керування і паралельно працюючих трансформаторах; - на сувору відповідність фіксованому положенню ПМ; - на наявність необхідного рівня масла у відсіку розширника або баках контакторів; - на ущільнення заглушок і роз'ємів теча масла недопустима ; - на закрите положення дверей приводів; - на роботу обігрівачів у приводах і шафах керування взимку ; - на стан повітряного проміжку для пристрою ЗРНОА: корпус контактора розрядник скорочення ізоляційної відстані з використанням сторонніх предметів недопустиме ; - на стан гнучких спусків до виводів ВН або СН у яких установлено пристрій РПН; - на зовнішній стан доступних огляду елементів пристрою РПН. 10.2.13 У швидкодіючих пристроях РПН у яких передбачене обігрівання контакторів взимку при температурі зовнішнього повітря мінус 10 °С і нижче повинна вмикатись система автоматичного обігрівання контакторів. Оскільки пристрій РПН може працювати тільки при температурах масла контактора не нижче мінус 25 °С автоматику потрібно налагоджувати так щоб при першому вмиканні трансформатора поки масло не досягне необхідної температури привід блокувався про що повинен бути сигнал на щиті керування. Систему обігрівання потрібно вимикати при сталій температурі зовнішнього середовища вище мінус 20 °С. 10.2.14 При ввімкнені трансформатора який знаходиться в резерві із швидкодіючим пристроєм РПН обладнаним електропідігрівом приставного бака контактора взимку при температурі зовнішнього повітря нижче мінус 20 °С або якщо перед днем увімкнення температура була нижче мінус 25 °С потрібно вмикати автоматичну систему обігрівання контакторів на 13 15 год незалежно від 10.2.13. Протягом цього часу перемикання забороняється. Увімкнення системи обігрівання вручну крім автоматики забороняється. При ввімкненні взимку трансформатора з швидкодіючим пристроєм РПН що не має системи обігрівання контакторів привід слід вимкнути і не перемикати його до досягнення відповідної температури масла в трансформаторі згідно з інструкцією заводу-виготовлювача. Температурних обмежень для роботи реакторних пристроїв не передбачено. 10.2.15 Експлуатаційний персонал зобов'язаний вести облік роботи пристроїв РПН. Кількість перемикань проведена ПП і зафіксована лічильником установленим у приводі потрібно періодично не рідше одного разу на місяць записувати в журнал або паспорт пристрою РПН. 10.3 Поточне обслуговування і ремонт РПН 10.3.1 Ревізія елементів схеми керування приводом здійснюється згідно з інструкціями заводів-виготовлювачів але не рідше одного разу на рік. Блок автоматичного керування слід перевіряти з пристроєм РЗА. При цьому необхідно перевіряти: - стан усіх електричних контактних з'єднань за необхідності провести регулювання ; - справність кінцевих вимикачів; - справність блока автоматичного керування і стабільність його уставок. 10.3.2 Нагляд за ПМ полягає в його періодичному огляді під час якого підтягуються ослаблені гвинти та гайки перевіряється стан контактів реле та інших приладів наявність мастила на тертьових деталях ПМ і в маслянках. 10.3.3 Через кожні шість місяців слід змащувати зовнішні тертьові вузли і деталі приводу ПП незамерзаючим мастилом марки ЦИАТИМ-201 або ГОИ-54. 10.3.4 Перед наставанням грозового періоду на трансформаторах з виносними розрядниками на регулювальній обмотці один раз на рік необхідно перевіряти справність вентильних розрядників. У пристроїв ЗРОА під час будь-яких робіт на контакторі і розряднику необхідно перевіряти відсутність повітря в опорних ізоляторах під розрядниками для чого слід відгвинчувати пробки до появи масла. 10.3.5 Заміну масла в баках контакторів потрібно здійснювати при зниженні пробивної напруги нижче норм зазначених у додатку Г пробу масла відбирати через число перемикань згідно з таблицею 9.1 але не рідше одного разу на рік. Заміну масла та промивання контактора потрібно здійснювати згідно з заводськими інструкціями. У контакторах установлених на опорному ізоляторі видаляти продукти старіння з піддону. 10.3.6 Для збільшення строку служби масла в контакторах які не мають повітроосушних фільтрів зазначені фільтри рекомендується встановлювати на отворі для виходу газів. При цьому в баку контактора повинна зберігатись газова подушка для забезпечення нормальної його роботи. Поточні ремонти ПП відгалуження з виведенням їх з роботи повинні здійснюватись одночасно з поточними ремонтами трансформаторів не рідше одного разу на рік або після певної кількості перемикань зазначеної в заводській інструкції на даний тип ПП. Позачергові огляди контакторів ПП необхідно здійснювати в строки зазначені в інструкціях заводів-виготовлювачів. 10.3.7 При забрудненні та зволоженні масла контакторів пристроїв під час поточного ремонту слід виконати його ревізію. Бак контакторів повністю звільнюється від масла частини контактора і бак очищуються від бруду і після огляду бак знову заповнюється чистим сухим маслом. Провадяться також огляд ревізія і змащення елементів приводу ПП. Ревізію пристрою РПН слід провадити відповідно до вимог заводської інструкції з експлуатації пристрою РПН даного типу. 10.3.8 Якщо під час експлуатації трансформатора не здійснюються перемикання пристроєм РПН або кількість перемикань становить менше 300 на рік і навантаження по струму при цьому перевищує 0 7 номінального то через кожні шість місяців необхідно здійснювати десять циклів перемикань пристроєм РПН у діапазоні який регулюється з метою очищення контактної системи від окису або шламу. Для трансформаторів із РПН які працюють у режимі перевантаження кожні шість місяців або кожні 12 місяців для нормально навантажених трансформаторів необхідно здійснювати десять циклів перемикань по всьому діапазону при вимкнутому трансформаторі. При цьому потрібно додатково здійснити не менше десяти перемикань пристроєм РПН у діапазоні положень реверсу. 10.3.9 Строк служби контактів контакторів для різних типів пристроїв РПН не однаковий. Контакти підлягають заміні за узгодженням з заводом-виготовлювачем при незадовільній круговій діаграмі при порушенні допусків на кути замикання та розмикання контакторів при виявленні зношення контактів відповідно до значень зазначених у інструкції заводу-виготовлювача. Не допускається зачищення обгорілих поверхонь контактів оскільки це спричиняє додаткове зношення контактів і скорочує строк їх служби. Порядок операцій при заміні контактів і регулюванні натискання провадиться з суворим дотриманням заводських інструкцій. 10.3.10 Експлуатаційний персонал зобов'язаний враховувати дефекти неполадки в роботі і пошкодження пристроїв РПН а також фіксувати після якої кількості перемикань замінено контакти виконано реконструкції замінено вузли та проведено ремонти. 11 Експлуатація трансформаторного масла 11.1 Трансформатори та реактори на напругу 110 кВ і більше потрібно заливати маслом під вакуумом відповідно до РД 16.363 87 із характеристиками не гірше наведених у додатку Б. Трансформатори на напругу нижче 110 кВ можна заливати без вакууму. Система охолодження з примусовою циркуляцією масла якщо вона здійснюється окремо від заливання бака заповнюється під вакуумом із залишковим тиском 50 мм рт.ст. 5 кПа . 11.2 Трансформатори та реактори на напругу до 150 кВ можна заливати маслом яке має температуру не нижче 10 °С а на напругу 220 кВ і вище маслом з температурою не нижче 45 °С. 11.3 Трансформатори та реактори з азотним і плівковим захистом потрібно заливати попередньо очищеним просушеним і дегазованим маслом із газовмістом не вище 0 1 % по об'єму та вологовмістом по масі не вище 0 001 % 10 г на 1 т . Заливати маслом необхідно відповідно до заводських інструкцій з монтажу трансформаторів із азотним і плівковим захистом. Трансформатори та реактори потрібно доливати також попередньо дегазованим маслом. Після закінчення усіх робіт з монтажу та доливання потрібно виконати аналізи проб масла з бака та газу з надмасляного простору відповідно до заводської інструкції з монтажу та експлуатації трансформаторів обладнаних азотним і плівковим захистом. 11.4 Перед увімкненням під напругу трансформаторів і реакторів після монтажу або ремонту масло залите в них повинне підлягати скороченому аналізу. У трансформаторах і реакторах на напругу 110 кВ і вище крім того вимірюють Ідб масла при двох температурах. 11.5 Трансформаторне масло яке знаходиться в експлуатації повинне підлягати скороченому аналізу та вимірюванню tg? згідно з ГКД 34.20.302 2002 у терміни зазначені в них і після поточного ремонту трансформаторів і реакторів. Порядок відбирання проб зазначено в додатку К. 11.6 Наявність вологи в маслі з контакторів пристроїв РПН і пробивну напругу потрібно перевіряти згідно з додатком Д. При зниженні пробивної напруги масла нижче зазначених значень або при виявленні води згідно з ГОСТ 1547 84 або ГОСТ 7822 75 масло потрібно замінити. Крім того масло потрібно замінювати після досягнення кількості перемикань зазначеної в заводській інструкції на даний тип перемикача. 11.7 Масло з трансформаторів потужністю 630 кВ*А і менше не відбирається. Позачергово відбирати проби масла для скороченого аналізу потрібно з усіх трансформаторів при зменшенні опору ізоляції при появі ознак внутрішнього пошкодження трансформатора та реактора виділення газу сторонні шуми всередині трансформатора і т. ін. . Із герметизованих трансформаторів без розширника проба масла відбирається за узгодженням з заводом-виготовлювачем. 11.8 Трансформаторне масло потрібно випробувати згідно з ГКД 34.20.302 2002. Якщо характеристики ізоляції трансформатора та реактора і вводів мають погіршені значення порівняно з нормами потрібно визначити залежність характеристик ізоляції від масла та температури. 11.9 Масло вперше залите в трансформатор і реактор а також те що знаходиться в експлуатації за всіма показниками повинне відповідати вимогам ГКД 34.20.302 2002 і додатка Б. 11.10 Очищувати доливати та регенерувати масло можна на вимкнутому і працюючому трансформаторі. Роботи провадяться згідно з додатком К. За необхідності доливання масла в трансформатор і реактор слід мати на увазі що масла різних марок які мають антиокислювальні присадки як і різні масла які не мають присадок можуть без перешкоди змішуватись у будь-яких кількостях. Змішувати масло без присадки з маслом з присадкою не допускається. Це може призвести до погіршення стабільності суміші. Змішувати масла потрібно згідно з ГКД 34.43.101 97. 11.11 Для підтримки необхідної якості ізоляційного масла в експлуатації та уповільнення його старіння масло в трансформаторах з масою масла 1000 кг і більше повинне підлягати безперервній регенерації в термосифонних або адсорбційних фільтрах. Якщо в трансформатори та реактори залите масло яке не містить антиокислювальної присадки рекомендується вводити в масло стабілізуючі присадки. Трансформатори та реактори на напругу 110 кВ і вище які не забезпечені повітроосушними фільтрами потрібно обладнувати такими фільтрами для уповільнення зволоження масла. Періодичність заміни сорбенту у фільтрах зазначено в додатку К. 11.12 Масло в маслонаповнених негерметичних вводах потрібно захищати від зволоження і старіння за допомогою повітроосушних фільтрів із масляними затворами або інших пристроїв. Масло в масляних затворах вводів на напругу 110 220 кВ які не мають повітроосушників потрібно замінювати один раз на один два роки а вводів забезпечених повітроосушниками один раз у чотири роки. Масло в масляних затворах вводів на напругу 330 500 кВ потрібно замінювати за результатами перевірки пробивної напруги масла яка здійснюється не рідше одного разу на два роки. Сорбент у повітроосушниках треба замінювати в міру його зволоження але не рідше одного разу на рік. 11.13 При ненормальному підвищенні рівня масла в розширнику що визначається за масловказівником потрібно з'ясувати причини його підвищення. При цьому забороняється відкривати пробки краники прочищати отвори дихальної трубки без вимкнення оперативного струму від газового захисту. 11.14 За наявності азотного захисту необхідно контролювати тиск у резервуарі і один раз на шість місяців перевіряти чистоту азоту. Необхідно також контролювати відповідність рівня масла в розширнику стану еластичних резервуарів. При найвищому рівні масла об'єм резервуара повинен бути також найбільшим. При цьому тиск азоту повинен бути не більше ніж 5 кПа 0 05 кгс/ см2 номінальний тиск 0 25 кПа 0 0025 кгс/см2 . 12 Ремонт трансформаторів 12.1 Поточний ремонт 12.1.1 Для проведення поточного ремонту необхідно вивести трансформатор з роботи. Поточний ремонт у загальному випадку необхідно провадити один раз на два роки. При цьому міжремонтний період трансформатора установленого в місці посиленого забруднення може бути зменшений і визначатись згідно з місцевою інструкцією. Поточний ремонт пристрою РПН і систем примусового охолодження трансформатора потрібно провадити щорічно керуючись вказівками інструкцій з їх експлуатації з вимкненням трансформатора. 12.1.2 У процесі ремонту необхідно виконати такі роботи: - очистити трансформатор складові частини та комплектуючі вироби від пилу і масла; перевірити відсутність повітря короткочасним відкриттям повітроспускних пробок; - оглянути складові частини трансформатора доступ до яких ускладнено без вимикання газове та захисне реле маслощільність повітроспускних пробок вбудованих трансформаторів струму кришок баків контакторів пристроїв РПН гнучкої оболонки масловказівників зовнішніх струмовідних контактних з'єднань і т. ін. ; - усунути несправності виявлені в процесі огляду та експлуатації; - перевірити роботу відсічного клапана стрілкових масловка-зівників та інших приладів установлених на трансформаторі керуючись вимогами інструкцій з експлуатації цих пристроїв і приладів; - виконати регламентні роботи передбачені під час поточного ремонту якщо термін їх проведення збігається з терміном проведення поточного ремонту див. додаток Е ; - перевірити стан апаратури установленої в ШД ШАОТ і приводі пристрою РПН а також роботу схем керування системою охолодження та пристроєм РПН; - перевірити і за необхідності відновити рівень масла в трансформаторі та маслонаповнених складових частинах; - відновити пошкоджені лакофарбові покриття зовнішніх поверхонь; лакофарбові покриття повинні бути сумісні з нанесеними світло-сірого або темно-сірого кольору; - відібрати проби масла з бака трансформатора та баків контакторів випробувати їх і виконати аналіз; - випробувати трансформатор складові частини та комплектувальні вузли згідно з чинним ГКД 34.20.302 2002; - перевірити стан верхніх ущільнень високовольтних вводів із урахуванням тяжіння проводів. 12.1.3 Зливати масло з газового реле і замінювати реле необхідно тільки при закритих затворах з обох боків від газового реле при відкритому крані для випуску повітря. Заповнювати газове реле маслом з розширника необхідно при відкритому відсічному клапані повільним відкриттям затвору з боку розширника до появи течі масла через відкритий кран газового реле. Після цього потрібно закрити кран і повністю відкрити затвори з обох боків від газового реле. 12.1.4 Зливати масло з захисного реле РПН і замінювати його необхідно таким чином: - відкрити кран для зливання масла з бака контактора і після початку зливання масла закрити кран між корпусом захисного реле і розширником пристрою РПН; - відкрити пробку для випуску повітря з бака контактора; - після злиття масла з бака контактора нижче рівня установлення захисного реле об'єм масла яке зливається попередньо визначити за допомогою розрахунку закрити кран. Заповнювати захисне реле маслом з розширника потрібно повільним відкриттям крана з боку розширника до появи течі масла через відкриту пробку для випускання повітря з бака контактора. Після цього закрити пробку і повністю відкрити кран. За необхідності долити розширник пристрою РПН маслом згідно з схемою рисунка установлення розширника та інструкцією з експлуатації пристрою РПН. 12.1.5 Замінювати електронасос за необхідності можна на працюючому трансформаторі в такій послідовності: - включити в роботу резервний охолодник трансформатора; - перевести дію вимикального елемента газового реле на сигнал; - вимкнути в ШАОТ автоматичні вимикачі живлення кіл електродвигунів електронасоса який виводиться в ремонт і відповідних йому вентиляторів; - закрити затвори на напірному та всмоктувальних патрубках електронасоса; - злити масло з електронасоса через зливну пробку; - від'єднати фланці електронасоса від фланців трубопроводів і зняти насос; - з'єднати фланці електронасоса який установлюється із фланцями трубопроводів вкрутити на його корпус пробки для випускання повітря і зливання масла якщо вони були відкриті; - у трансформаторах з плівковим захистом під'єднати вакуум-провід спеціального технологічного бачка до найвищої точки насоса замість повітроспускної пробки ; - створити вакуум у електронасосі із залишковим тиском не більше 5 кПа 0 05 кгс/см2 ; - відкрити затвор на всмоктувальному патрубку і заповнити електронасос маслом до появи його в технічному бачку зупинити вакуумнасос після чого закрити затвор з боку подавання масла; - закрити вентиль технологічного патрубка вакуумування від'єднати вакуумпровід і технологічний бачок; - відкрити затвор з боку подавання масла в електронасос; - переконатись у відсутності повітря в електронасосі та патрубку відкрутивши пробки для випускання повітря; - після 24 год відстою знову переконатись у відсутності повітря; - відкрити затвор на виході масла з насоса і ввести електронасос у експлуатацію згідно з його інструкцією; - увімкнути в ШАОТ автоматичний вимикач живлення кіл електродвигуна електронасоса який ремонтується або замінюється; - перевести дію газового захисту трансформатора на вимкнення; - увімкнути в ШАОТ автоматичні вимикачі живлення кіл електродвигунів вентиляторів охолодника з електронасосом який замінюється; - вимкнути резервний охолодник трансформатора і перевести його в режим автоматичного ввімкнення. 12.1.6 Замінювати контакти контактора і масло в баку контактора пристрою РПН необхідно відповідно до вимог інструкції з експлуатації цього пристрою. 12.2 Капітальний ремонт трансформаторів 12.2.1 Перший капітальний ремонт трансформаторів для основних трансформаторів на об'єкті необхідно виконувати не пізніше ніж через 12 років після введення їх у роботу з урахуванням результатів профілактичних випробувань для інших трансформаторів а у подальшому і для основних за необхідності залежно від результатів випробувань і стану трансформатора. 12.2.2 Під час капітального ремонту слід керуватись вимогами інструкцій з експлуатації складових частин і комплектуючих виробів. Вимоги до матеріалів складових частин і комплектуючих виробів які застосовуються під час капітального ремонту трансформаторів зазначено в загальних технічних умовах на капітальний ремонт трансформаторів. 12.2.3 Під час капітального ремонту необхідно виконувати роботи спрямовані на відновлення експлуатаційних характеристик трансформатора та його складових частин. Під час підготовки до ремонту та в процесі його необхідно: - виміряти характеристики ізоляції втрат і струму неробочого ходу опору обмоток постійному струму опору короткого замикання перевірити коефіцієнт трансформації випробувати трансформаторне масло з бака трансформатора і баків контактора пристрою РПН вводів відповідно до таблиці Б. 1 додаток Б.1 ; - виконати ретельний зовнішній огляд і скласти опис зовнішніх дефектів які підлягають усуненню під час ремонту; - злити масло з бака демонтувати вводи розширник охолодні пристрої і т. ін.; - зняти верхню частину бака за необхідності ; - виконати ретельний огляд активної частини і перевірити зусилля запресовування обмоток; - перевірити ізоляцію елементів кістяка; - виконати огляд пристроїв РПН і відводів; - перевірити заземлення вузлів активної частини за допомогою мегаомметра; - відремонтувати кістяк обмотки відводи пристрої РПН; - відремонтувати і пофарбувати бак розширник і газовідвідні трубопроводи; - перевірити гнучку оболонку; - перевірити захисні контрольні та сигнальні пристрої; - перевірити випробувати та відремонтувати вводи згідно з інструкцією з їх експлуатації; - відремонтувати систему охолодження згідно з інструкцією з її експлуатації; - перевірити і відремонтувати ШД і ШАОТ; - перевірити і відремонтувати маслонасоси; - перевірити і відремонтувати пристрої РПН згідно з інструкцією з їх експлуатації; - перевірити і відремонтувати приводи пристроїв РПН; - перевірити кола керування і сигналізації системи охолодження; - очистити або замінити масло; - висушити підсушити ізоляцію; - виконати необхідні випробування та вимірювання. 12.2.4 Підпресування обпресування обмоток потрібно здійснювати згідно з РДН 34-38-058-91. Місця установлення гідродомкратів і зусилля пресування обмоток зазначено на рисунках активної частини які входять до комплекту експлуатаційної документації. 12.2.5 Зняття за необхідності верхньої частини бака виконати таким чином: - злити масло з бака трансформатора; - демонтувати систему охолодження вводи розширник драбину газовідвідні патрубки привод пристрою РПН зафіксувати його положення і т ін.; - підтримуючи краном пристрій РПН зняти болти його кріплення до бака опустити пристрій на технологічний кронштейн закріплений на активній частині; - через відповідні люки на кришці бака вивернути верхні розпірні болти; - зняти болти розняття бака і підняти верхню частину його краном відповідно до схеми на габаритному рисунку. 12.2.6 У розняттях які підлягли розбиранню перевірити стан ущільнень із гуми і за необхідності замінити їх. При цьому на поверхнях деталей з гуми не повинно бути: - радіальних рисок і поперечних складок; - врізів по периметрах кутах отворів під болт; - недопресувань і повітряних пузирів пористості на торцях; - розшарувань на торцях розходження стику та потовщення стику більше допуску на товщину деталі. Прокладки повинні бути співвісні посадочному місцю не розтягуватись між отворами не утворювати хвиль за місцем установлення. Під час монтажу гумових прокладок необхідно: - під час установлення прокладок на похилі або вертикальні площини без отворів під болти фіксувати їх у кількох місцях за допомогою клею 88-Н або аналогічного; - установлювати прокладку по середньому діаметру поверхні яка ущільнюється; - під час збирання прокладку затискувати до величини 0 7 її товщини при цьому затягувати кріплення потрібно поступово «хрест-навхрест» по колу до повного затиснення прокладки; - під час затискування виконувати контроль стискання прокладки використовуючи щупи калібри обмежувачі та вимірювальні інструменти лінійку штангенциркуль; - простежити щоб після збирання прокладка не виходила за межі зовнішнього діаметра фланця. 12.3 Позапланове технічне обслуговування трансформаторів на напругу 110 к В і вище 12.3.1 Доливати масло в трансформатор необхідно через розширник згідно з схемою рисунка установлення розширника та інструкцією з експлуатації розширника з гнучкою оболонкою за її наявності що входять до комплекту документації. Під час доливання необхідно застосовувати свіжовиготовлене дегазоване масло яке подається до розширника з герметичної ємкості. Якщо дегазоване масло не можна доставити в окремій герметичній ємкості використовують дегазаційну установку. У цьому випадку її необхідно під'єднати до розширника відповідно до схеми наведеної в заводській інструкції з експлуатації трансформатора. Перед доливанням масла в розширник необхідно видалити повітря з маслопроводів для доливання та подавання масла. Для цього до закритого вентиля для заливання масла в розширник установлений під розширником потрібно під'єднати маслопровід не ущільнюючи розняття між вентилем і фланцем маслопроводу. Увімкнути дегазаційну установку на циркуляцію і подати дегазоване масло до розширника. Після появи масла з розняття ущільнити розняття відкрити вентиль для заливання масла в розширник і заповнити його до максимальної відмітки маслом аналогічним за характеристиками маслу залитому в трансформатор. Відрегулювати рівень масла в розширнику зливанням з нього масла до відмітки яка відповідає середній температурі масла в баку трансформатора. 12.3.2 Доливати масло в бак контактора пристрою РПН потрібно через його розширник згідно зі схемою рисунка установлення розширника трансформатора та відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН. 12.3.3 Доливати масло в герметичні вводи за необхідності потрібно дегазованим маслом згідно з вказівками інструкції з їх експлуатації. 12.3.4 Позапланове технічне обслуговування з повним зливанням масла з бака трансформатора у випадку якщо не передбачається зняття верхньої частини бака потрібно виконувати керуючись РД 16.363 87 РД 34.38.058-91 і ГКД 34.20.302-2002 у такій послідовності: - підготувати обладнання інструмент пристосування та матеріали для проведення необхідних ремонтно-відновлювальних робіт; - виконати захист ізоляції трансформатора від зволоження при розгерметизації; - відібрати проби масла з бака трансформатора і баків контакторів пристроїв РПН і виконати випробування і скорочений аналіз масла; - виміряти характеристики ізоляції обмоток трансформатора R60. / R15 tg? ; - закрити відсічний клапан і засувку на маслопроводі між газовим реле і розширником; - розпочати зливання масла з бака трансформатора в заздалегідь приготовлені чисті ємкості розгерметизувавши бак трансформатора відкриттям засувки на патрубку для приєднання трубопроводу від вакуумнасоса при цьому одночасно забезпечити подавання сухого повітря з установки його осушування в бак трансформатора. Допускається не подавати в бак сухе повітря за умови що температура активної частини не нижче 10 °С і перевищує точку роси зовнішнього повітря протягом усього періоду розгерметизації 32 год при відносній вологості до 75 % або 20 год при відносній вологості до 85 % не менше ніж на 10 °С за необхідності для виконання цієї вимоги трансформатор перед розгерметизацією потрібно нагріти до 60 80 °С при відносній вологості повітря не більше 85 %; - виконати необхідні роботи на трансформаторі відбудовний ремонт заміна пошкоджених вузлів і деталей протягом не більше 100 год з подаванням сухого повітря і не більше ніж 32 год при відносній вологості до 75 % або не більше 20 год при відносній вологості до 85 % без подавання сухого повітря; - відібрати зразки твердої ізоляції і перевірити їх вологовміст: Допустимий вологовміст зразків твердої ізоляції товщиною 3 мм не більше 1 0 % при першому ввімкненні і не більше 1 5 % для трансформатора на напругу 330 кВ і вище або 3 0 % для трансформатора на напругу до 220 кВ під час ремонтів; - виконати герметизацію бака трансформатора при закритій засувці на маслопроводі між баком трансформатора і газовим реле і перевірити герметичність бака підсушити ізоляцію; - за необхідності характеристики ізоляції виміряні до і після ремонту відрізняються в бік погіршення більше ніж на ЗО %; вологовміст зразків ізоляції перевищує зазначені вище значення тривалість розгерметизації перевищує зазначений вище час виконати сушіння ізоляції трансформатора. 12.3.5 Після закінчення робіт які виконувались на розгерметизованому трансформаторі на напругу 150 кВ і вище виконати герметизацію бака трансформатора зібрати схему вакуумування перевірити герметичність бака при залишковому тиску не більше 665 Па 5 мм рт.ст. виконати вакуумування трансформатора при залишковому тиску не більше 665 Па протягом не менше 20 год і скласти схему заливання під'єднавши маслопровід до запірної арматури для зливання масла в нижній частині бака. Заповнити трансформатор дегазованим маслом використати під час заливання дегазаційні установки згідно з 9.2.1.2. Заливання трансформатора припинити коли ізоляція активної частини повністю покриється трансформаторним маслом. Закрити запірну арматуру маслопроводу від'єднати маслопровід і вакуумувати надмасляний простір при залишковому тиску не більше 655 Па не менше 2 год. При від'єднаному розширнику закриті відсічний клапан і затвор на маслопроводі трансформатор потрібно залити дегазованим маслом нагрітим до температури не нижче 45 °С а потім вакуумувати. Після заповнення газового реле маслом із розширника бака трансформатора згідно з 12.1.3 відкрити затвор на маслопроводі між газовим реле і баком трансформатора і заповнити надмасляний простір в баку маслом із розширника при перекритому вакуумному трубопроводі. За необхідності долити масло в розширник бака трансформатора. 12.3.6 Для контролю стану ізоляції трансформатора необхідно виміряти її характеристики. Вимірювати характеристики ізоляції слід при температурі не нижче 20 °С за схемами зазначеними в паспорті трансформатора і не раніше ніж через 12 год після заповнення трансформатора маслом. Перед вимірюванням поверхню вводів трансформатора необхідно протерти. 12.3.7 Часткове зливання масла з бака трансформатора виконують під час робіт на ньому пов'язаних із розгерметизацією бака. При цьому масло може бути злите не нижче рівня пресувальних кілець. До таких робіт належать наприклад усунення протікання масла в рознімних з'єднаннях розташованих вище рівня пресувальних кілець заміна та ремонт трансформаторів струму і т. ін. При частковому зливанні масла потрібно виконати роботи зазначені в 12.3.4. Після закінчення робіт пов'язаних із частковим зливанням масла необхідно виконати герметизацію бака трансформатора долити трансформатор маслом за показами крім газовмісту згідно з таблицею Б.1 додаток Б і дегазувати масло в трансформаторі дегазаційною установкою по замкнутому циклу «низ бака розширник» згідно з таблицею Б.1 додаток Б . 12.3.8 Якщо необхідно вийняти пристрій РПН із бака трансформатора то для цього потрібно: - злити масло з бака трансформатора згідно з 12.3.4; - через найближчий до пристрою РПН люк проникнути в бак від'єднати регулювальні відводи від контактів вибірника і відвести їх в сторони; - зняти болти кріплення перехідного фланця пристрою РПН до бака трансфор-матора трубопроводів до бака контактора та елементів які з'єднують пристрій РПН з приводом; - краном вантажопідйомністю не менше 1 5 т обережно підняти пристрій РПН над кришкою бака трансформатора на 200 300 мм і відвести його в сторону; - розмістити пристрій РПН у ємкість із трансформаторним маслом що має пробивну напругу не нижче 45 кВ якщо протягом 2 год після виймання з бака його не буде встановлено на своє місце. 12.3.9 У випадку якщо газовміст масла перевищує норму зазначену в додатку Б а хроматографічний аналіз розчинених у маслі газів не свідчить про внутрішнє пошкодження необхідно вжити за- ходів щодо виявлення І усунення можливого підсмоктування повітря. За необхідності потрібно дегазувати масло. 12.3.10 При збільшенні вологовмісту масла в баку трансформатора вище зазначеного в таблиці Б.1 додаток Б необхідно вжити заходів щодо виявлення та усунення несправностей. До характерних несправностей які можуть призвести до зволоження відносяться: - порушення герметичності надмасляного простору у розширнику вводах ВН СН і нейтралі що призводять до прямого проникнення в трансформатор вологого повітря або води; - підвищена вологість силікагелю в адсорбційних фільтрах; - порушення герметичності маслонасосів. До виведення трансформатора з роботи для усунення несправності рекомендується не допускати зниження температури масла нижче ніж 20 °С в адсорбційних фільтрах потрібно замінити силікагель і виконати частіший контроль за вологовмістом масла. Якщо після виведення трансформатора з роботи буде виявлено воду або вміст вологи у твердій ізоляції перевищуватиме допустимі значення згідно з 12.3.4 необхідно виконати сушіння трансформатора і трансформаторного масла. 12.3.11 При погіршенні електрофізичних властивостей масла внаслідок накопичення механічних домішок і вологи необхідно виконати його очищення та сушіння. Очищати сушити і дегазувати масло в трансформаторі рекомендується без зливання масла з бака на вимкнутому трансформаторі з використанням відповідного технологічного обладнання приладів і апаратури. 12.3.12 При зниженні пробивної напруги і збільшенні вологовмісту масла в баку контактора пристроїв РПН зазначених у додатку Б його потрібно замінити відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН. Після зливання масла з бака контактора потрібно демонтувати ту частину його яку вийнято промити її і бак контактора струменем гарячого масла 50 60 °С и„р= 50 кВ для видалення продуктів горіння масла установити частину яка виймалась на місце і заповнити бак контактора маслом. При цьому пробивна напруга масла яке заливається повинна бути не нижче 50 кВ а решта характеристик не гірше зазначених у додатку Б. Додаток А довідковий Номінальні дані трансформаторів А.1 Номінальні дані на конкретні групи або типи трансформаторів включають такі основні параметри: - номінальна потужність трансформатора а також потужності основних обмоток триобмоткових трансформаторів і потужність обмотки НН триобмоткових автотрансформаторів; - номінальні напруги всіх основних обмоток на всіх відгалуженнях; - умовне позначення схеми і групи з'єднання обмоток; - вид перемикання відгалужень РПН ПБЗ діапазон і кількість ступенів регулювання напруги; - найбільший допустимий струм у спільній обмотці автотрансформатора; - втрати неробочого ходу і короткого замикання на основному відгалуженні; - напруга короткого замикання приведена до номінальної потужності для трансформаторів із РПН зазначають нормовані значення на основному та крайніх відгалуженнях для інших трансформаторів на основному відгалуженні ; - струм неробочого ходу на основному відгалуженні; - повна маса; - маса масла; - транспортна маса; - питома маса; - габаритні розміри. А.2 Для сухих трансформаторів з ізоляцією класів нагрівостійкості Р Н С призначених для роботи на висоті яка перевищує 1000 м але не більше 3500 м над рівнем моря потужність може бути знижена залежно від висоти установки. Значення зниження потужності зазначено в стандартах або технічних умовах на сухі трансформатори. Для решти трансформаторів призначених для роботи на висоті яка перевищує 1000 м але не більше 3500 м над рівнем моря потужність зберігається незалежно від висоти установки. А.З Масляні трансформатори повинні бути розраховані на такі тривалі режими роботи: а для всіх трансформаторів на тривале навантаження однієї або двох обмоток струмом який перевищує на 5 % номінальний струм відгалуження на яке ввімкнуто відповідну обмотку якщо напруга на жодній із обмоток не перевищує номінальної напруги відповідного відгалуження. При цьому струм навантаження не повинен перевищувати 1 05 номінального струму обмотки в автотрансформаторі струм у спільній обмотці не повинен перевищувати найбільший тривало допустимий струм цієї обмотки а потужність трансформатора не повинна бути більше номінальної; б для триобмоткового трансформатора будь-який розподіл тривалих навантажень по його обмотках за умови що жодна з трьох обмоток не буде навантажена струмом який перевищує допустимий згідно з а а втрати трансформатора не перевищать суму його втрат неробочого ходу і найбільшого зі значень втрат короткого замикання пар обмоток; в для триобмоткового автотрансформатора будь-який розподіл тривалих навантажень по його обмотках за умови що жодна з трьох обмоток не буде навантажена струмом який перевищує допустимий згідно з а а втрати автотрансформатора не перевищать суму його втрат неробочого ходу і максимальних навантажувальних втрат. Примітка. Для обмотки навантаженої струмом який перевищує номінальний струм відповідного відгалуження а також для верхніх шарів масла або іншого рідкого діелектрика та для інших обмоток розрахункове перевищення температури може бути вище від зазначеного у 8.1.14 але не більше ніж на 5 °С. Це відноситься також до розрахункових перевищень температури відкоригованих за результатами випробувань на нагрівання. У трансформаторах з розщепленою на дві частини обмоткою НН номінальна потужність кожної з її частин повинна дорівнювати 50 % номінальної потужності трансформатора. А.4 Для трансформаторів з охолодженням Д при вимкненні електродвигунів вентиляторів допускається навантаження яке дорівнює не менше 50 % номінальної потужності трансформатора. А.5 Вводи і відводи нейтралі обмотки НН розраховано на тривале навантаження струмом який дорівнює: - для трансформаторів із схемою з'єднання обмоток У/УН 25 %; - для трансформаторів із схемами з'єднання обмоток У/Zн і Д/Ун 75 % номінального струму обмотки НН. А.6 Вводи і відводи нейтралі ВН трансформаторів на напругу 6 35 кВ зі схемою з'єднання обмоток УН/Д і всіх трансформаторів на напругу 110 кВ і вище розраховані на тривале навантаження струмом який дорівнює номінальному струмові обмотки ВН. Вводи і відводи нейтралі СН триобмоткових трансформаторів на напругу 110 кВ і вище розраховано на тривале навантаження струмом який дорівнює номінальному струмові обмотки СН. А.7 Розрахункова температура до якої необхідно приводити втрати і напругу короткого замикання повинна дорівнювати: - для трансформаторів з ізоляцією класів нагрівостійкості Г Н С - 115 °С; - для решти трансформаторів 75 °С. Додаток Б обов'язковий Гранично допустимі значення показників якості трансформаторного масла Для категорій обладнання А 750 кВ Б 330 500 кВ В 60 220 кВ Г 15 35 кВ Д нижче 15 кВ гранично допустимі значення показників якості трансформаторного масла наведено в таблиці Б.1. Таблиця Б.1 Показник Значення показника якості масла Метод випробування свіжого сухого перед заливанням обладнання після заливання обладнання і перед введенням у експлуатацію експлуатаційного 1 Пробивна напруга кВ не менше обладнання на напругу: Згідно з ГОСТ 6581 75 -до 15 кВ Д ЗО 25 20 - понад 15 до 35 кВ Г 35 ЗО 25 - від 60 до 220 кВ В 65 60 35 - від 330 до 500 кВ Б 65 60 45 - 750 кВ А 70 65 55 2. Кількість механічних домішок Відсутня Згідно з ГОСТ 6370 83 3 Кількість антиокиспювальної присадки іонолу % маси не менше для негерметичних трансформаторів на напругу 10 кВ і вище обладнання з місткістю маслосистеми 10 т і більше 0 1 Згідно з ГКД 34.43.101-97 4 Кислотне число1 мг КОН на 1 г масла не більше 0 1 0 01 0 1 Згідно з ГОСТ 5985-79 5 Кількість водорозчинних кислот мг КОН на 1 г масла : - для силових трансформаторів потужністю понад 530 кВ*А вимірювальних трансформаторів маслонаповнених герметичних вводів Відсутня 0 014 Згідно з ГОСТ 6307-75 перед заливанням масла в устаткування - для негерметичних вводів Відсутня 0 03 Згідно з ГКД 3443 101-97 в експлуатації 6 Температура спалаху в закритому тиглі2 °С не нижче 135 135 Зниження не більше ніж на 5 °С порівняно з попередніми випробуваннями Згідно з ГОСТ 6370 83 7 Тангенс кута діелектричних втрат при 90 °С % не більше3' для силових вимірювальних трансформаторів вводів на напругу кВ: Згідно з ГОСТ 658 1 75 110 150 0 5 0 7 15 220-500 0 5 0 7 10 750 0 5 0 7 5 0 8 Натрова проба оптична щільність у кюветі 20 мм 0 4 Згідно з ГОСТ 19296 73 9 Стабільність проти окислення. Часова частка осаду % не більше для mасла: Згідно з ГОCТ 981-75 - ГК ТУ38.101.102- 85 0 015 -Т 1500 750 ГОСТ 982 80 Відсутня -ТСп ГОСТ 10121 - 76 Відсутня -ТАп ТУ38.10 1.281-80 0 008 -ТКп ТУ38. 10 1.890-81 0 01 10 Кислотне число окисленого масла мг КОН на 1 г масла не більше для масла: -ГК ТУ38.101.1025- 85 0 1 -Т 1500 750 ГОСТ 982 80 0 15 -ТКп ТУ38.101.890-81 0 1 -ТАп ТУ 38.101.281-80 0 05 -ТСп ГОСТ 10121 - 76 0 1 11 Вологовміст % маси г/т не більше: Згідно з "ОСТ 7822 75 - для трансформаторів із азотним та плівковим захистом 0 001 10 0 001 10 0 002 20 - для трансформаторів без спеціальних pзахистів масла і системою М і Д 0 002 20 0 002 25 Відсутній Згідно з ГОСТ 7822-75 в експлуатацію допускається згідно з ГОСТ 1547 84 12 Газовміст % об'єму4 не більше 0 1 0 2 2 Згідно з інструкцією Підприємства-виготовлювача 13 Розчинений шлам потенційний осад для силових трансформаторів на напругу 220 кВ і вище при кислотному числі масла понад 0 15 мг КОН на І г масла Відсутній Згідно з ГКД 34.43.101 14 Температура застигання51 °С не вище для обладнання яке працює в районах з холодним кліматом Мінус 50 Мінус 45 Згідно з ГОСТ 20287 91 1 Кислотне число для масла ТКп ТУ38. 1 0 1 .890 8 1 ТАп ТУ38. 1 0 1 .28 1 80 ТСп ГОСТ 10121 76 до і після заливання повинне бути не більше 0 02 мг КОН на 1 ґ масла. 2 Температура спалаху для масла ТСп ГОСТ 10121 76 повинна бути до і після заливання не нижче 150°С. 3 Значення Ідб для масла ТКп ТУ38.101.890 81 при 90 °С до заливання повинне бути 2 2 % після заливання не більше 2 6 %; для масла ТСп ГОСТ 10121 76 : до заливання не більше 1 7 % після заливання не більше 2 0 %. 4 Перевіряти газовміст експлуатаційного масла допускається за результатами аналізу розчинених у маслі газів хроматографічним методом. Після заливання газовміст становить не більше 0 5 % для реакторів - 0 1%. 5 Температура застигання для масла Т 750 ГОСТ 982 80 має бути не вище мінус 55 °С. Докладні відомості показники якості та рекомендації для використання марок трансформаторних масел які застосовуються наведено в чинних ГОСТ ТУ ГКД 34.43.101 97 і ГКД 34.20.302 2002. Додаток В обов'язковий Додаткове оброблення ізоляції трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче В.1 При невідповідності характеристик ізоляції вимогам 6.2.7 або вологовміст масла з бака трансформатора яке відбирається згідно з 6.2.2 більший ніж 25 г/т щодо оброблення ізоляції потрібно вживати додаткових заходів. Такими заходами є: - контрольне підсушування ізоляції; - сушіння ізоляції. В.1.1 Контрольне прогрівання11 і підсушування у власному баку з маслом. Контрольне прогрівання і підсушування трансформаторів виконується: - індукційним прогріванням за рахунок вихрових втрат у сталі баку; - прогріванням постійним струмом; - прогріванням струмами короткого замикання; - прогріванням циркуляцією масла через електронагрівник. Як додаткове джерело нагрівання рекомендується застосовувати електропечі закритого типу які встановлюються під дно трансформатора. Контрольне прогрівання потрібно виконувати з маслом без вакууму до температури верхніх шарів масла вище 10 °С при вимірюванні характеристик ізоляції або до перевищення температури повітря виміряної на верхньому ярмі під час ревізії трансформатора на 10 °С і більше. Контрольне підсушування потрібно виконувати з маслом при температурі верхніх шарів масла 80 °С і максимальному вакуумі передбаченому конструкцією бака але не вище 0 054 МПа. Через кожні 12 год підсушування потрібно виконувати циркуляцію масла через трансформатор протягом 4 год шестерним масляним насосом продуктивністю не менше 4 м3Д. У процесі підсушування необхідно періодично вимірювати характеристики ізоляції. Здійснюється з метою прогрівання активної частини для вимірювання характеристик ізоляції або під час ревізії трансформаторів. Підсушування потрібно припинити якщо характеристики ізоляції відповідають вимогам 6.2.7 цієї інструкції але не раніше ніж через 24 год після досягнення температури 80 °С. Тривалість підсушування не повинна перевищувати 48 год не враховуючи часу нагрівання. В.1.2 Сушіння В.1.2.1 Сушіння активної частини трансформаторів виконується без масла одним із наступних методів: - у стаціонарній сушильній шафі під вакуумом при максимально можливій величині останнього ; - у спеціальній камері без вакууму; - у власних баках із вакуумом не вище 0 054 МПа або без вакууму в останньому випадку з вентиляцією бака . Під час сушіння трансформатора поза власним баком демонтувати і піднімати активну частину потрібно відповідно до вимог заводської інструкції. В.1.2.2 Під час сушіння у власному баку нагрівати трансформатори можна індукційним методом або струмами нульової послідовності а під час сушіння в спеціальних шафах за допомогою теплового джерела яким обладнано шафу. Не допускається використовувати постійний струм і струми короткого замикання в обмотках як джерела тепла. Температура обмоток під час сушіння повинна знаходитись у межах 95 105 °С магнітопроводу у межах 90 105 °С. В.1.2.3 Закінчення сушіння визначається по кривій залежності опору ізоляції від часу. Сушіння вважається закінченим якщо опір ізоляції залишається незмінним протягом 6 год при практично незмінній температурі обмоток яка знаходиться в межах зазначених у В. В.1.2.2. і незмінному вакуумі якщо він застосовувався . Додаток Г обов'язковий Електрична міцність і вологовміст масла в контакторах пристроїв РПН Г.1 Масло підлягає заміні якщо електрична міцність його буде для відповідного класу ПП меншою від наведеної. Контактор на напругу кВ Пробивна напруга кВ 10 25 35 30 110 35 220 40 Г.2 Вологовміст вимірюється згідно з ГОСТ 1547 84 випробування на потріскування . Додаток Д обов'язковий Найменші значення характеристик ізоляції трансформаторів при введенні в експлуатацію Д.1 Допустимі значення Ідб ізоляції обмоток наведено в таб лиці Д.1. Таблиця Д.1 Допустимі значення т.д6 ізоляції обмоток трансфер маторів на напругу до 35 кВ залитих маслом Потужність трансформатора Значення т.д6 % при температурі обмотки °С 10 20 З0 40 50 60 70 До 6300 кВ-А 1 2 1 5 2 0 2 5 3 4 4 5 6 0 10000 кВ'А і більше 0 8 1 0 1 3 1 7 2 3 3 0 4 0 Примітка 1. Значення tg? зазначені в таблиці Д.2 відносяться до всіх обмоток даного трансформатора. Д.2 Значення tg? приведені до заводської температури які дорівнюють або менші ніж 1 % слід вважати задовільними без порівняння з паспортними значеннями . Д.З Для приведення tg? виміряного при температурі на монтажі до значення tg? виміряного при температурі на заводі необхідно перерахувати дані вимірювань за допомогою коефіцієнта К1 значення якого наведені в таблиці Д.2. Таблиця Д.2 Значення коефіцієнта K1 для перерахування значень {дб Різниця температур t2 - t1 C? Значення K1 Різниця температур t2 - t1 C? Значення K1 1 1 03 10 1 31 2 1 06 15 1 51 3 1 09 20 1 75 4 1 12 25 2 00 5 1 15 З0 2 30 6 1 18 7 1 21 Примітка 1. Значення K1 для різниці температур яку не зазначено в таблиці Д.З визначається множенням відповідних коефіцієнтів таблиці. Наприклад коефіцієнт К який відповідає різниці температур 8 °С визначається таким чином: K8 = K5 К3= 1 15 • 1 09 = 1 25. Примітка 2. t2 найбільша температура; t1 найменша температура. Д.4 Опір ізоляції трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче наведено в таблиці Д.З. Таблиця Д.З Найменші допустимі значення опору ізоляції /?60„ обмоток трансформатора на напругу 35 кВ залитого маслом Потужність трансформатора R60.„ МОм при температурі обмотки °С 10 20 30 40 50 60 70 До 6300 кВ-А 450 300 200 130 90 60 40 10000 кВ-А і більше 900 600 400 260 180 120 80 Примітка 1. Значення R60„ відноситься до всіх обмоток даного трансформатора. Для трансформаторів на напругу 110 750 кВ опір R60 становить не менше 50 % значення зазначеного в паспорті трансформатора. Для приведення значень опору R60„ виміряних під час монтажу до температури вимірювання R60„ на заводі необхідно перерахувати дані вимірювань за допомогою коефіцієнта К2 значення якого наведено в таблиці Д.4. Таблиця Д.4 Значення коефіцієнта /С2для перерахунку значень опору R60” Різниця температур t2 - t1 C? Значення К2 Різниця температур t2 - t1 C? Значення Кг 1 1 04 10 1 50 2 1 08 15 1 84 3 1 13 20 2 25 4 1 17 25 2 75 5 1 22 ЗО 3 40 6 1 28 7 1 34 Приклад перерахунку. Опір R60. вимірюється згідно зі схемою ВН - бак НН . Дані заводського протоколу: R60..= 450 МОм при температурі t2= 61 °С. Дані монтажного протоколу: R60„ = 420 МОм при температурі t1 = 58 °С. Різниця температур t2 t1 = З °С; К2 = 1 13 значення опору R60. = 420 : 1 13 = 372 МОм. Значення опору R яке дорівнює 372 МОм більше ніж 50 % значення опору R60„ виміряного на заводі 450 • 0 5 = 225 МОм . Д.5 Необхідно враховувати вплив масла яке заливається до силових трансформаторів на tg? і опір ізоляції R. Якщо значення tg? масла залитого під час монтажу в трансформатор Ідб м2 % знаходиться в межах допустимих ГОСТ але відрізняється від заводського значення слід враховувати поправку після чого остаточно вирішувати питання про необхідність проведення додаткових заходів щодо поліпшення стану ізоляції. Фактичні значення tg?ф і опору ізоляції R60.ф з урахуванням впливу масла визначаються за формулою: tg?ф = tg?із – К tg?м2 -tg?м1 R60”ф = R60”із * tg?м2 \ tg?м1 де: tg?із R60”із виміряні значення tg? і опору ізоляції R60„ ; К коефіцієнт приведення який залежить від конструктивних особливостей трансформатора і має наближене значення 0 45; tg?фM2 значення tg? масла залитого під час монтажу яке приведене до температури вимірювання характеристик ізоляції за допомогою коефіцієнта К3 таблиця Д.5 ; tg?M1 значення tg? масла залитого на заводі яке приведене до температури вимірювання характеристик ізоляції за допомогою коефіцієнта K3 таблиця Д.5 . Таблиця Д.5 Значення коефіцієнта K3 для перерахунку значень tg? масла Різниця температур t2 - t1 C? Значення K3 Різниця температур t2 - t1 C? Значення K3 1 1 04 25 2 75 2 1 08 ЗО 3 40 3 1 13 35 4 15 4 1 17 40 5 10 5 1 22 45 6 20 10 1 50 50 7 50 15 1 84 60 11 20 20 2 25 Приклад перерахунку. Вихідні дані: виміряні під час монтажу і приведені до заводської температури 55 °С значення tg? і R60„ ізоляції становлять 1 6 % і 420 МОм; виміряні значення tg? масла при 90 °С становлять: на заводі tg?M1 2 15 %; під час монтажу tg?м2 2 50 %. Розрахунок фактичного значення tg?ф і R60.”ф ізоляції: приводимо заводське значення Ід6м1 до температури вимірювання характеристик ізоляції 55 °С : tg?M1 = 2 15 / 4 15 = 0 52 K3 4 15 згідно з таблицею Д.5 і відповідає різниці температур t2 – t1 = 90 - 55 = 35 °С ; - приводимо монтажне значення tg? масла до температури вимірювання характеристик ізоляції: tg?M2= 2 5 /4 15 = 0 6 - визначаємо фактичне значення tg?ф ізоляції: tg?ф = 1 6 - 0 45 0 6 - 0 52 = 1 56; - визначаємо фактичне значення R60”ф ізоляції: R60”ф = 420 * 0 6 / 0 52 = 485 МОм Додаток Е рекомендований Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування трансформаторів та їх складових частин Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування трансформаторів та їх складових частин наведено в таблиці Е.1. Таблиця Е. 1 Найменування робіт Операції контролю Регламентні і ремонтні операції Періодичність 1Трансформатор 1.1 Зовнішній огляд + Відповідно до місцевої інструкції 1.2 Контроль рівня масла + Те саме 1.3 Контроль температури масла + 1.4 Відбирання проб масла для випробування та аналізу + Відповідно до таблиці 9.1 цієї інструкції 1.5 Періодичні випробування ізоляції + Відповідно до чинних ГКД 34.20.302- 2002 1.6 Профілактичний поточний ремонт + Один раз на два роки згідно з 12.1 1.7 Профілактичний капітальний ремонт + Перший раз за станом трансформатора але не пізніше ніж через 12 років у подальшому -за необхідності за станом трансформатора 2 Система охолодження 2.1 Зовнішній огляд + Під час зовнішнього огляду трансформатора 2.2 Контроль тиску масла + 2.3 Профілактичний поточний ремонт" + Щорічно 2.4 Перевірка стану підшипників ущільнень стану щілинного ущільнення робочих коліс електронасосів + Після встановленого напрацювання наприклад для електронасосів серії МТ після напрацювання 20 тис. од 2.5 Заміна підшипників у електродвигунах маслонасосів і вентиляторів + Після закінчення встановленого ресурсу підшипників наприклад для електронасосів серії ИТ після напрацювання 50 тис. год 2.6 Очищення фільтруючих пакетів маслоочисних фільтрів -- + Перше через 72 год друге через один рік і далі через три роки 2.7 Огляд автоматичних вимикачів і контактних поверхонь магнітних пускачів + Один раз на рік а також після кожного вимкнення струму пошкодження 2.8 Перевірка опору ізоляції електричних кіл + Один раз на три роки 3 Розширники стрілкові масловказівники првітроосушники 3.1 Очищення внутрішньої порожнини розширника від забруднень + Під час ремонту із зливанням масла 3.2 Перевірка технічного стану стрілкового масловказівника + Під час поточного ремонту трансформатора а також під час огляду гнучкої оболонки розширника 3.3 Контроль стану силікагелю та рівня масла в масляному затворі + Під час зовнішнього огляду трансформатора 3.4 Заміна силікагелю в повітроосушнику + Три зміні кольору індикаторного силікагелю 3.5 Перевірка стану гнучкої оболонки розширника + Один раз на два роки при поточному ремонті трансформатора при збільшенні газовмісту масла а також після спрацювання газового захисту на вимкнення 4 Пристрої РПН 4.1 Зовнішній огляд і перевірка положення приводів + Під час зовнішнього огляду трансформатора 4.2 Контроль кількості здійснених перемикань + Один раз на місяць 4.3 Відбирання проб масла для випробування та аналізу + Відповідно до таблиці 9.1 цієї інструкції 4.4 Ревізія контактора + При кожному спрацюванні захисного реле 4.5 Заміна масла в баку контактора + Відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН 4. 6 Заміна контактів контакторів + Відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН 4.7 Періодичні випробування + Те саме 4.8 Знімання оксидної плівки з поверхонь контактів + Згідно з 10.3.8 цієї інструкції 4.9 Перевірка змащення шарнірів і тертьових деталей передачі пристрою РПН + Один раз на шість місяців 4.10 Профілактичний поточний ремонт + Щорічно а також після певної кількості перемикань відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН 4.11 Заміна мастила в редукторах приводів пристроїв РПН + Відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН 5 Адсорбційні фільтри Заміна силікагелю + Перша через один рік після ввімкнення в подальшому за станом масла зокрема при збільшенні tg? масла до значення яке дорівнює 0 7 гранично допустимого 6 Герметичні маслонаповнені вводи 6.1 Зовнішній огляд + Під час зовнішнього огляду трансформатора 6.2 Контроль тиску масла у вводі з фіксацією в експлуатаційних документах споживача значень тиску у вводі температури верхніх шарів масла в трансформаторі і температури зовнішнього повітря + Не менше 12 разів на рік 6.3 Регулювання тиску масла у вводі і відбирання проб масла для випробування і аналізу + За необхідності на вимкнутому трансформаторі відповідно до вказівок інструкції з експлуатації вводу. 6.4 Перевірка надійності заземлення спеціальних і вимірювальних виводів + Один раз на два роки під час поточного ремонту трансформатора 6.5 Перевірка стану верхніх ущільнень і надійності контактних з'єднань + Те саме 6.6 Заміна верхніх ущільнень + Під час капітального ремонту а також при порушенні герметичності 6.7 Випробування вводів + Згідно з чинними ГКД 34.20.302 2002 а також під час ремонту. Позачергові випробування при підвищенні тиску у вводі 7 Газовий захист трансформатора і захист контактора пристрою РПН 7.1 Зовнішній огляд + Відповідно до методичних вказівок з технічного обслуговування 7.2 Профілактичний контроль + Терший через один рік після ввімкнення в подальшому через три роки 7.3 Профілактичне відновлення + Через шість років 8 Термометр манометричний конденсаційний показуючий сигналізуючий 8.1 Перевірка технічного стану + Один раз на два роки 9 Відсічний клапан 9.1 Зовнішній огляд + Під час зовнішнього огляду трансформатора 9.2 Перевірка і випробування + Один раз на два роки під час поточного ремонту трансформатора 10 Запобіжний клапан 10.1 Перевірка стану + Під час капітального ремонту трансформатора / / Пристрій для відбирання проб газу 11.1 Перевірка відсутності витікання масла + Під час зовнішнього огляду трансформатора і відбирання проб газу 11.2 Відбирання проб газу з газового реле + При дії газового захисту на сигнал або вимкнення Додаток Ж обов'язковий Про контроль навантаження спільної частини обмотки автотрансформаторів Ж.1 Під час роботи автотрансформаторів особливо підвищувальних з приєднаним до обмотки НН генератором або знижувальних з приєднаним до обмотки НН синхронним компенсатором у комбінованих режимах необхідно контролювати навантаження спільної частини обмотки автотрансформатора обмотки яка умовно називається СН щоб запобігти її перевантаженню в тому випадку якщо потужність передається в сторону СН або зі сторони СН. У цих режимах роботи струм у спільній частині обмотки автотрансформатора є векторною різницею між сумою струмів двох інших обмоток автотрансформатора і сторони СН. Ж.2 Оскільки визначення струму в спільній частині обмотки розрахунком ускладнене необхідністю побудування серії графіків або таблиць для різного поєднання навантажень струм рекомендується контролювати за допомогою амперметра який спеціально підключається. Ж.З Для контролю струму спільної частини обмотки якщо в ній відсутній трансформатор струму трифазного автотрансформатора амперметр слід вмикати в одну з фаз на суму лінійних струмів сторін ВН і СН через трансформатори струму з однаковим коефіцієнтом трансформації або на трансформатор струму в спільній частині обмотки. Ж.4 Для контролю струму спільної частини обмотки однофазних автотрансформаторів амперметр можна вмикати через трансформатор струму установлений на виводі нейтралі однієї з фаз автотрансформаторів групи. Додаток И інформаційний Перелік заводських інструкцій на допоміжне обладнання силових трансформаторів які комплектуються виробником трансформатора Й. 1 Фільтри Й.1.1 Фільтри маслоочисні. Технічний опис та інструкція з експлуатації. ОВБ. 463.261. Й.1.2 Фільтри термосифонні. Технічний опис та інструкція з експлуатації. ОВБ. 463.218. Й.1.3 Фільтри адсорбційні. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ОВБ. 463.260 ТО. Й.1.4 Повітроосушники. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ОВБ. 463.217 ТО і ВБИЕ. 670.120.020 ТО. Й.2 Установка азотна. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ОВБ. 030.254 ТО. Й.З Розширник із гнучкою оболонкою. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 307.243.002 ТО. Й.4 Пристрій перемикання відгалужень обмоток трансформатора без збудження типу П. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 642.285.001-01 ТО. Й. 5 Клапани Й.5.1 Клапан запобіжний. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 494.155.001 ТО. Й.5.2 Клапан відсічний. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 494.155.003 ТО. Й.5.3 Затвори поворотні дискові. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ОВБ. 140.385 ТО. Й. 6 Система охолодження Й.6.1 Система охолодження силових трансформаторів видів М і Д. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 651.537.001 ТО. Й.6.2 Система охолодження трансформаторів ДЦ. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 651.537.036 ТО. И.6.3 Система охолодження трансформаторів виду Ц. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 611.537.035 ТО. Й. 7 Шафи охолодження Й.7.1 Шафи ШД. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 656.355.001 ТО. Й.7.2 Шафи ШАОТ-ДЦ. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 656.445.001 ТО і ВБИЕ. 656.446.001 ТО. И.7.3 Шафи ШАОТ-ДЦН-П. Технічний опис і інструкція з експлуатації. ОВБ. 360.245 ТО. И.7.4 Шафи ШАОТ-Ц НЦ . Технічний опис і інструкція з експлуатації. ВБИЕ. 656.446.003 ТО. Додаток К рекомендований Відбирання проб очищення та регенерація трансформаторного масла К.1 Для відбирання проб масла застосовуються скляні банки з притертими пробками. Кількість масла яке забирається для випробування на пробій повинна бути не менше 0 5 л а для скороченого і повного випробувань не менше 1 л. Пробу потрібно відбирати з максимальною ретельністю та акуратністю для запобігання попаданню в масло бруду вологи пилу волокон і т. ін. Проби масла з трансформаторів і реакторів установлених на відкритому повітрі потрібно відбирати влітку в суху погоду взимку у морозну. При відбиранні проби масла взимку банку слід прогріти теплим маслом із трансформатора і потім швидко виливши набрати масло для проби. Якщо масло відбирається в нестандартний посуд наприклад пляшки то він закривається пробкою не гумовою обернутою пергаментним папером і заливається сургучем або парафіном. Взимку коли банки з маслом вносяться з морозу до теплого приміщення їх не можна розкривати раніше ніж вони нагріються до температури приміщення інакше в банці відбудеться конденсація парів вологи і пробивна напруга такого масла знизиться. К.2 Перед відбиранням проби слід злити деяку кількість не менше 2 л брудного масла яке зібралось у нижній частині трансформатора біля крана потім обтерти чистою ганчіркою або кінцями кран від пилу і бруду відлити трохи масла для промивання крана промити двічі банку маслом із трансформатора. Після цього взяти пробу масла і закрити банку скляною пробкою. К.З Проба масла звичайно відбирається з нижнього бокового крана бака. У тих випадках коли кран розташовано так що безпосередньо під нього не можна поставити банку а в трансформаторах і реакторах на напругу 220 кВ і вище в усіх випадках необхідно відбирати проби через гнучкий чистий шланг який надягається на кран. При цьому кінець шланга потрібно опустити до самого дна банки щоб запобігти розбризкуванню масла і захопленню повітря. К.4 Проби масла з маслонаповнених вводів які не мають спеціальних пристосувань відбирають із нижньої частини вводу сифоном який опускається всередину вводу. Малогабаритні вводи виготовлені на заводі «Ізолятор» мають спеціальне пристосування для відбирання проби масла з нижньої частини вводу. Для сифону необхідно використовувати чисту еластичну поліетиленову гумову трубку яка до відбирання проби повинна знаходитись у банці з чистим сухим маслом. К.5 При зниженні під час експлуатації електричної міцності пробивної напруги масла і підвищенні ідб проти встановлених параметрів виявленні в ньому механічних домішок шламу і вологи масло в трансформаторах на напругу 110 кВ і нижче можна очищати без зняття напруги з трансформатора. Рекомендується очищати масло за допомогою фільтр-преса вакуумних дегазаційних установок із застосуванням сорбентів згідно з ГКД 34.43.101 97. К.6 Роботу з очищення масла повинен виконувати спеціально навчений персонал із постійним чергуванням. К.7 Масло під напругою потрібно очищати і оформляти згідно з ДНАОП 1.1.10-1.01-97. К.8 Про проведене очищення роблять запис у паспорті трансформатора із зазначенням початку і кінця очищення і додають протоколи аналізу масла з трансформатора до і після очищення. К.9 Для безперервної автоматичної регенерації масла необхідно застосовувати термосифонні і адсорбційні фільтри заповнені сорбентом силікагелем активним окисом алюмінію тощо який має властивість забирати з масла продукти його старіння. Не рекомендується для цього використовувати цеоліт оскільки він не адсорбує продукти старіння масла. К.10 Безперервну регенерацію масла виконують природною циркуляцією масла через термосифонний фільтр на основі термосифонного ефекту а в адсорбційному фільтрі примусовою циркуляцією масла. К.11 Кількість сорбенту який засипається в термосифонний фільтр становить близько 1 % маси масла в трансформаторі для невеликих трансформаторів близько 1 25 % для великих 0 75 % . К.12 Щоб забезпечити відстій дрібних часток сорбенту кінець нижньої трубки яка з'єднує термосифонний фільтр із трансформатором потрібно установлювати на 20 ЗО мм вище дна фільтра. Для цього в адсорбційних фільтрах кришки фільтра з боку виходу масла виконуються із спеціальним фільтруючим шаром. К.13 Сорбент для фільтра повинен бути розміром не більше 7 мм. Пил який міститься в ньому потрібно попередньо відсіяти. К.14 За необхідності сорбент потрібно сушити до залишкового вологовмісту 0 5 %. Щоб запобігти зволоженню зберігають сухий сорбент у герметизованій тарі. К.15 При установленні термосифонних фільтрів на трансформатори та реактори не обладнані ними необхідно керуватися таким. Якщо масло містить шлам і відбулось його старіння фільтр приєднують після ревізії з ретельним очищенням активної частини і бака від шламу та механічних домішок. При сильно зниженій електричній міцності масло необхідно попередньо зневоднити за допомогою фільтр-преса або цеолітової установки з фільтр-пресом. У решті випадків фільтр після заміни сорбенту встановлюють або вмикають без попередньої підготовки. К.16 Для забезпечення найбільш ефективної стабілізації масла в трансформаторах і реакторах рекомендується спільне застосування термосифонних або адсорбційних фільтрів і антиокислювальних присадок. К.17 Адсорбційний фільтр заповнюється маслом через нижній патрубок у тому ж напрямку в якому буде відбуватись циркуляція масла. Термосифонний фільтр заповнюється маслом знизу для кращого витиснення повітря з фільтра. При заповненні фільтра маслом повітровипускна пробка на його верхньому патрубку або на масло-охолоднику залишається на деякий час відкритою до повного витиснення повітря і закривається після того як через неї піде масло. Включати в роботу адсорбційний фільтр необхідно після тривалого відстоювання 12 год і неодноразового випускання повітря яке поступово виділяється з зерен сорбенту. У трансформаторах і реакторах на напругу 150 кВ і вище адсорбційні фільтри потрібно заповнювати маслом під вакуумом після попереднього вакуумування фільтра при залишковому тиску не вище 5332 Па 40 мм рт.ст. протягом ЗО хв. У трансформаторах і реакторах на напругу 110 кВ вакуум приймається відповідно до даних заводу-виготовлювача у трансформаторах і реакторах на напругу нижче 110 кВ фільтри заливають без вакууму але з дотриманням заходів щодо запобігання попаданню повітря в бак. Масло можна одночасно заливати в систему охолодження адсорбційні фільтри і бак за узгодженням з заводом-виготовлювачем. К.18 Сорбент у термосифонному фільтрі потрібно замінювати в тому випадку якщо в пробі масла яке відбирається не рідше одного разу на три роки виявлене збільшення кислотного числа до 0 10 мг КОН. Вперше сорбент у адсорбційному фільтрі у системі ДЦ і Ц потрібно замінювати після одного року експлуатації а потім не рідше одного разу в три роки якщо в пробі масла яке відбирається виявлено збільшення кислотного числа до 0 10 мг КОН. У трансформаторах енергоблоків потужністю 150 МВт і більше і трансформаторах і реакторах на напругу 330 кВ і вище проби масла потрібно відбирати не рідше одного разу на рік а сорбент слід замінювати при досягненні кислотного числа 0 10 мг КОН. Для контролю стану сорбенту необхідно також використовувати дані характеристик ізоляції та хімічного аналізу масла. Погіршення цих показів свідчить про втрату сорбентом його адсорбційних властивостей. У трансформаторах і реакторах із системою охолодження ДЦ і Ц рекомендується замінювати відпрацьований сорбент сорбентом попередньо витриманим у сухому свіжому трансформаторному маслі протягом доби. К.19 Для осушування повітря яке надходить до трансформатора та реактора потрібно застосовувати повітроосушник у якому осушником є силікагель марки КСМ або цеоліт марки ЫаА. Для приготування індикаторного силікагелю осушника застосовується силікагель із просоченням хлористим кобальтом. При цьому силікагелю беруть 100 частин хлористого кобальту три частини. Осушник приготовлений таким чином слід поміщати в невеликій кількості тільки проти оглядового вікна фільтру увесь же фільтр заповнюється осушником без його просочення хлористим кобальтом. Це дає можливість відбудовувати осушник при більш високій температурі.400 500 °С при якій хлористий кобальт розкладається. Рекомендується використовувати готовий індикаторний силікагель виготовлений згідно з ГОСТ 8884 75. К.20 Контроль за осушником при експлуатації передбачає нагляд за забарвленням сорбенту і рівнем масла в масляному затворі. При посвітлішанні кольору окремих зерен слід посилити нагляд за фільтром а коли декілька зерен сорбенту набудуть рожевого кольору його слід замінити бо при зволоженому сорбенті повітря у фільтрі не сушиться. Незалежно від кольору індикаторного силікагелю сорбент слід замінювати не рідше одного разу на шість місяців. К.21 Осушник насичений хлористим кобальтом для повторного використання потрібно відновлювати прогріванням при температурі 115 120 °С протягом 15 20 год до набуття ним блакитного кольору. К.22 При заміні сорбенту в повітроосушнику слід замінити і масло в масляному затворі. Замінювати сорбент слід у суху погоду вимикаючи повітроосушник з роботи не більше ніж на 3 год. Додаток Л рекомендований Допустимі перевантаження масляних трансформаторів Допустимі аварійні перевантаження масляних трансформаторів наведено в таблиці Л.1. Таблиця Л.1 Допустимі аварійні перевантаження без урахування попереднього навантаження Тривалість перевантаження протягом доби год Перевантаження щодо номінального струму залежно від температури °С охолодного середовища під час перевантаження Мінус 25 Мінус 20 Мінус 10 0 М Д ДЦ Ц М Д ДЦ Ц М Д ДЦ Ц М Д ДЦ Ц 0 5 2 0 1 8 1 6 1 9 1 7 1 6 1 7 1 6 1 5 1 7 1 5 1 4 1 0 1 9 1 7 1 6 1 9 1 6 1 5 1 7 1 5 1 5 1 7 1 5 1 4 2 0 1 9 1 7 1 5 1 8 1 6 1 5 1 7 1 5 1 5 1 6 1 5 1 4 4 0 1 8 1 6 1 5 1 7 1 6 1 5 1 6 1 5 1 4 1 6 1 4 1 4 8 0 1 7 1 6 1 5 1 7 1 5 1 5 1 6 1 5 1 4 1 6 1 4 1 4 24 0 1 7 1 6 1 5 1 6 1 5 1 5 1 6 1 5 1 4 1 5 1 4 1 4 Тривалість перевантаження протягом доби год Перевантаження щодо номінального струму залежно від температури °С охолодного середовища під час перевантаження 10 20 ЗО 40 М Д ДЦ Ц М Д ДЦ Ц М Д ДЦ Ц М Д ДЦ Ц 0 5 1 7 1 4 1 4 1 5 1 3 1 3 1 4 1 2 1 2 1 3 1 2 1 2 1 0 1 6 1 4 1 4 1 4 1 3 1 3 1 3 1 2 1 2 1 3 1 2 1 2 2 0 1 5 1 4 1 3 1 4 1 3 1 3 1 3 1 2 1 2 1 3 1 2 1 1 4 0 1 5 1 3 1 3 1 4 1 3 1 2 1 3 1 2 1 2 1 2 1 2 1 1 8 0 1 5 1 3 1 3 1 4 1 3 1 2 1 3 1 2 1 2 1 2 1 1 1 1 24 0 1 5 1 3 1 3 1 4 1 3 1 2 1 3 1 2 1 2 1 2 1 1 1 1 УДК 621.314.21.004.1 083.96 Ключові слова: трансформатор автотрансформатор масляний сухий реактор режим роботи навантаження перевантаження аварійний режим пристрій РПН ПБЗ поточний ремонт капітальний ремонт технічне обслуговування. - 1 -