Инструкция по монтажу силовых трансформаторов напряжением до 500 кв включительно

Инструкция по монтажу силовых масляных трансформаторов

В процессе монтажа силовых масляных трансформаторов сталкиваются с выполнением следующих типов работ:

1. Транспортирование к месту монтажа.
2. Сборка и установка.
3. Заливка трансформаторного масла.
4. Наладочные испытания и измерения.
5. Пробное включение.

Каждый отдельно взятый вид работ выполняется со своими особенностями, которые зависят от мощности, конструкции и геометрических размеров трансформаторов.

Транспортировка к месту монтажа

Все производители силовых масляных трансформаторов, в зависимости от геометрических размеров и массы изделий, поставляют свою продукцию в нескольких вариантах:

1. Трансформаторы, полностью готовые к установке.
2. Частично разобранные изделия, у которых силовой бак герметизирован трансформаторным маслом.
3. Частично разобранные изделия, у которых силовой бак герметизирован инертным газом.

Герметизация силового бака обеспечивает сохранение всех изоляционных качеств обмоток высокого и низкого напряжения, что освобождает от дополнительной ревизии активной части перед вводом в эксплуатацию. Для всех силовых трансформаторов, которые поставляются без масла или заполненные не до уровня, необходимо долить масло в кратчайшие сроки (не позднее трех месяцев со дня прибытия на место монтажа). В готовом к монтажу виде поставляют только небольшие по размерам трансформаторы малой мощности.

К месту монтажа трансформаторы перевозят одним из следующих способов:

• в автомобильном прицепе;
• автотрейлерами;
• на железнодорожной платформе.

Все виды транспорта должны иметь ровную горизонтальную платформу с грузоподъемностью и размерами, которые допускают перевозку трансформаторов определенных типов с учетом нагрузок от наклона или ускорения. Коэффициент устойчивости крепления трансформатора должен составлять не менее 1,5. Скорость движения определяется видом используемого транспорта, состоянием покрытия автомобильных дорог, загруженности магистралей и др. В пределах открытого распределительного устройства перемещение трансформатора может выполняться на катках по специально подготовленному пути со скоростью не более 8 метров в минуту.

Сборка и установка силового трансформатора

Монтаж силовых трансформаторов осуществляют на заранее подготовленный фундамент с направляющими для катков. После окончания монтажных работ катки фиксируют на направляющих при помощи специальных упоров. Местом для монтажа больших крупногабаритных силовых трансформаторов в большинстве случаев служит открытое распределительное устройство (ОРУ), где выполняют предварительную подготовку местности с выполнением следующих работ:

1. Точное определение места установки оборудования, путей и средств передвижения к месту монтажа.
2. Обустройство фундамента с направляющими, на которые установят силовой трансформатор с катками.
3. Обустройство площадки вблизи мест монтажа для размещения оборудования по регенерации и подогреву трансформаторного масла.
4. Подготовка необходимого инструмента, приспособлений, подъемников и лестниц.
5. Подключение к стационарной системе электроснабжения или дизельному генератору.

Непосредственно перед сборкой, все части трансформатора должны пройти тщательный контроль на отсутствие дефектов. Время для монтажа узлов, которые требуют разгерметизации, подбирают с учетом сухой и ясной погоды. Температура активной части электрооборудования должна находиться на уровне не ниже +10⁰С. Если это требование не соблюдается, трансформатор подогревают. Срок нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии при относительной влажности 75% не должен превышать:

• 12 часов для оборудования на номинальное напряжение до 35 кВ включительно;
• 10 часов для оборудования на номинально напряжение 110 кВ и выше.

Отсчет времени ведут с момента слива масла или вскрытия заглушки, а окончанием принято считать вакууумирование перед заливкой или начало заливки масла.

Сборка трансформаторов традиционно начинается с установки радиаторов охлаждения, газового реле, расширительного бачка, реле уровня масла, термосифонного и воздухоочистительного фильтров. На финишном этапе сборки выполняют монтаж встроенных трансформаторов тока, вводов и приборов контроля.

Установку силовых масляных трансформаторов на катки или фундамент осуществляют с помощью кранов, лебедок, домкратов и других средств механизации грузоподъемных работ. По окончании монтажа оборудования на фундаменте или катках, выполняют подключение кабелей, шинных мостов, проводов и заземления. Все силовые трансформаторы должны иметь незначительный уклон величиной 1-1,5%, который обеспечит правильную работу газового реле.

Заливка трансформаторного масла

Заливку трансформаторного масла в силовой трансформатор осуществляют только после его проверки на соответствие требованиям ПУЭ. В процессе доливки или заливки трансформаторного масла, необходимо соблюдать целый ряд правил:

1. Перед финишной сборкой трансформатора, который транспортировался без масла, необходимо все элементы его системы охлаждения и расширительный бак промыть горячим трансформаторным маслом.
2. Доливку масла в оборудование производят через расширительный бачок.
3. Скорость заливки или доливки масла в трансформатор не должна превышать трех тонн в час.
4. Температура доливаемого масла и масла внутри трансформатора не должна отличаться на величину более 5⁰С.
5. Требуемый уровень масла в баке силового трансформатора определяют по контрольным меткам, которые наносят в зависимости от температуры окружающей среды.
6. По окончании заливки трансформаторного масла открывают все имеющиеся воздухоспускные пробки.
7. После двенадцати часов отстоя еще раз проверяют уровень масла, если он опустился ниже критического, производят доливку.
8. После окончания отстоя и проверки герметичности всех соединений, производят отбор пробы масла для лабораторного анализа.

Испытания и измерения при наладке

Все работы по испытанию силового трансформатора должны проводиться квалифицированным персоналом электротехнической лаборатории с участием представителей от монтажников. В процессе испытаний проводят измерение и контроль следующих величин:

• контроль переходного сопротивления обмоток ВН и НН;
• определение параметров электрической изоляции, которые характеризуют её реальное состояние;
• проверка изоляции повышенным напряжением;
• определение потерь в режиме холостого хода;
• определение группы соединения обмоток;
• проверка функционирования устройства ПБВ и РПН;
• определение коэффициента трансформации на всех ступенях ПБВ и РПН;
• контроль состояния силикагеля и работы системы принудительного охлаждения;
• испытание радиаторов и баков гидравлическим давлением.

По окончании испытаний выдается технический отчет, который содержит протоколы испытаний и заключение о соответствии смонтированного оборудования требованиям ПУЭ, МЭК и других нормативных документов.

Пробное включение

Пробное включение силового трансформатора после монтажа допускается не ранее, чем через 12 часов после последней доливки масла. При этом перед включением следует проверить соответствие параметров газовой защиты и максимальной токовой защиты (МТЗ) принятым параметрам. Пробное включение на номинальное напряжение выполняют толчком на срок не менее тридцати минут. При наличии неравномерного сильного гудения, быстро растущей температуры нагрева масла, потрескиваний, выбросов масла из расширителя, сильной течи на фланцевых соединениях, разрыва диафрагмы выхлопной трубы и других отклонениях от нормальной работы, трансформатор незамедлительно отключают. При нормальной работе в течение более 30 минут дополнительно проводят от трех до пяти включений для проверки отстройки защит от бросков тока намагничивания. В случае удовлетворительных результатов в процессе комплексных испытаний оборудования в течение 72 часов, трансформатор ставят под нагрузку и передают в эксплуатацию.

Вернуться назад

Группа Е 64

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ

Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию

РД 16 363-87

Срок действия с 01.01.1988 г. до 01.01.1993 г.

Взамен РТМ 16 800 723-80.

Настоящий руководящий документ (РД) распространяется на силовые масляные трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы (в дальнейшем именуемые трансформаторами) общего назначения классов напряжения 110-750 кВ и устанавливает правила транспортирования, разгрузки и хранения, монтажа и ввода в эксплуатацию.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. РД устанавливает основные технические требования, а также технологию выполнения особо важных технологических операций по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию силовых трансформаторов и является неотъемлемой частью комплекта эксплуатационной документации. Допускается другой документ по ГОСТ 11677-85.

Дополнительные и специальные требования, согласованные с Минэнерго СССР, к трансформаторам, имеющим конструктивные особенности, приводятся в эксплуатационной документации на конкретный трансформатор.

1.2. При производстве работ по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию трансформаторов необходимо выполнять специальные, организационные требования по обеспечению и контролю качества их выполнения.

Работы должна выполнять квалифицированная бригада специалистов, имеющая опыт производства таких работ в строгом соответствии с проектом производства работ (ППР), составленным по действующим нормативам.

В период производства работ ответственный исполнитель обязан:

1) своевременно, сразу после завершения работ, оформлять техническую документацию на монтаж трансформатора, оговоренную в настоящем РД;

2) при монтаже трансформаторов мощностью 100 МВА и более вести журнал монтажа, в котором отмечать результаты всех выполненных операций по подготовке и монтажу трансформатора. В журнале должны быть подписи исполнителей за выполнение скрытых работ, а также отдельных ответственных операций, оговоренных в эксплуатационной документации или ППР. После завершения монтажа журнал передается эксплуатирующей организации.

1.3. Если при проведении работ по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию возникнут затруднения по выполнению требований, настоящего РД, заказчику следует обратиться на предприятие-изготовитель трансформатора.

2. УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ

2.1. Приведенные в данном разделе указания не являются исчерпывающими, а служат лишь дополнением к общим действующим правилам и инструкциям по технике безопасности, «Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок», местным инструкциям и правилам, которыми следует руководствоваться при подготовке к монтажу, монтаже, испытаниях и включении трансформаторов.

2.2. Необходимо принять меры по удалению азота перед проникновением человека в бак трансформатора, транспортируемого без масла и заполненного азотом.

Удаление азота производится одним из следующих способов:

1) путем заливки в бак трансформатора масла через нижнее запорное устройство до полного вытеснения азота (масло должно быть в соответствии с приложением 1);

2) вакуумированием бака трансформатора до остаточного давления 50,5 кПа (380 мм рт. ст.) с последующим запуском осушенного воздуха, либо воздуха, пропускаемого через силикагелевый воздухоосушитель, заполненный сухим силикагелем Масса силикагеля должна быть не менее 5 кг.

Этот способ применяется для баков, выдерживающих указанное выше остаточное давление в транспортном состоянии;

3) продувкой бака сухим чистым воздухом, либо естественной вентиляцией при открытых верхних и нижних люках. При этом, во избежание увлажнения изоляции трансформатора, должны быть выполнены условия разгерметизации в соответствии с разд. 6.

2.3. Необходимо установить непрерывный контроль за людьми, выполняющими работы внутри бака трансформатора.

2.4. В период разгерметизации трансформатора с подачей в бак осушенного воздуха необходимо выполнять следующие требования:

1) обеспечить людей, выполняющих работы внутри бака и у открытого люка, достаточно теплой (в зависимости от температуры окружающей среды) и чистой спецодеждой;

2) не допускать нахождения людей внутри бака более 4 ч в сутки и 20 ч в месяц.

2.5. В процессе выполнения работ по монтажу необходимо также руководствоваться указаниями мер безопасности, приведенными в инструкциях на применяемое технологическое оборудование.

2.6. Необходимо обратить особое внимание обеспечению пожарной безопасности при производстве монтажных работ. Противопожарные мероприятия должны быть разработаны с учетом общих и местных правил и инструкций с привлечением специалистов по противопожарной безопасности.

При разработке мероприятий следует иметь ввиду, что трансформаторы являются пожароопасным оборудованием, поскольку трансформаторное масло и промасляная изоляция трансформаторов являются горючим материалом и могут воспламениться при выполнении пожароопасных работ (сварка, прогрев, подсушка, сушка).

Кроме приведенных указаний по пожарной безопасности необходимо выполнить ряд организационно-технических мер:

1) оборудовать монтажную площадку надежной телефонной связью и средствами пожаротушения в соответствии с противопожарными мероприятиями, согласованными с пожарной охраной;

2) назначить лиц, ответственных за пожарную безопасность;

3) получить письменное разрешение пожарной охраны на производство огнеопасных работ и организовать постоянное наблюдение за пожарной безопасностью на все время проведения огнеопасных работ;

4) производить сварочные работы на баке трансформатора только после заливки его маслом до уровня выше места сварки на 200— 250 мм во избежание воспламенения паров масла.

При производстве сварочных работ по устранению течи масла необходимо в трансформаторе создать вакуум, обеспечивающий прекращение течи масла и безопасное производство сварочных работ.

2.7. На время проведения монтажных работ необходимо заземлить бак трансформатора.

При заполнении трансформатора маслом, либо его сливе, необходимо заземлить выводы обмоток во избежание появления на трансформаторе электрического заряда.

2.8 При проведении прогрева трансформатора необходимо руководствоваться инструкцией по прогреву трансформаторов.

2.9. Перед разгерметизацией трансформаторов, находящихся под избыточным давлением, необходимо давление в баке выровнять с атмосферным давлением.

3. ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И РАЗГРУЗКА

3.1. В зависимости от габаритных размеров и массы трансформаторы отправляются потребителю в следующем состоянии:

1) с установленным собственным, либо транспортным расширителем, полностью залитые маслом;

2) с демонтированным расширителем, не полностью залитые маслом;

3) без масла с устройством, автоматически поддерживающим в баке трансформатора избыточное давление газа в пределах 5—50 кПа (0,05—0,5 кгс/см2) в соответствии с инструкцией на установку.

3.2. Перевозка трансформаторов по железной дороге осуществляется на платформах и транспортерах площадочного, колодцевого или сочлененного типа соответствующей грузоподъемности.

Перевозка трансформаторов от места разгрузки с железной дороги до места установки осуществляется на автотрейлерах. Схему погрузки и расчет крепления трансформатора заказчик разрабатывает самостоятельно.

Допускается перевозка трансформаторов речным или морским транспортом, а также на специально оборудованных санях при условии выполнения специальных технических требований, согласованных с Главтехуправлением Минэнерго СССР (эксплуатационной циркуляр № Э 4/73).

3.3. Перечень составных частей трансформатора, демонтированных на время транспортирования, а также способ транспортирования и упаковки указываются в эксплуатационной документации на трансформатор.

Составные части транспортируются, как правило, следующим образом:

1) вводы 66—750 кВ и составные части к ним в упаковке предприятия-изготовителя вводов;

2) устройство РПН и трансформаторы тока в баках трансформаторов или в собственных баках, кожухах, обеспечивающих сохранность изоляции;

3) вводы на напряжение до 35 кВ, электродвигатели и насосы, приборы, мелкие детали и запасные части, промаркированные в соответствии с чертежами — упакованными в ящики;

4) расширитель, охладители, радиаторы, адсорбционные, термосифонные и маслоочистительные фильтры, демонтированные трубы — испытанные, с очищенными и промытыми внутренними поверхностями, промаркированные в соответствии с чертежами, в герметичном состоянии, без дополнительной упаковки;

5) цилиндры вводов и другие изоляционные детали, имеющие установочные метки, транспортируются в баке трансформатора или отдельных баках, оснащенных маслоотборным устройством, заполненных маслом.

3.4. Эксплуатационная документация на трансформатор направляется заказчику с комплектующими деталями в месте номер 1.

3.5. Непосредственно после прибытия к месту назначения необходимо произвести осмотр трансформатора и составных частей. При осмотре особое внимание следует обратить на:

1) состояние крепления трансформатора на платформе или транспортере.

Контрольные метки на баке трансформатора и на площадке транспортера должны совпадать;

2) наличие избыточного давления в баке трансформаторов, транспортируемых с установкой автоматической подпитки;

3) состояние бака, пломб, уплотнений и запорной арматуры.

На баке трансформатора не должно быть вмятин или каких-либо других повреждений; Все уплотнения и пломбы на запорной арматуре и пробках должны быть исправны. На баке и транспортере не должно быть следов утечки масла;

4) состояние вводов 66—750 кВ, транспортируемых отдельно, трансформаторов тока и составных частей системы охлаждения, руководствуясь соответствующими инструкциями;

5) состояние всех прочих составных частей. Составные части не должны иметь механических повреждений.

При наличии повреждения трансформатора или составных частей должен быть составлен акт, подписанный представителем заказчика и организации, занимающейся транспортированием трансформатора и составных частей.

3.6. Разгрузку трансформаторов необходимо производить краном соответствующей грузоподъемности.

Места и схемы стропления указаны в эксплуатационной документации.

3.6.1. Допускается разгружать трансформаторы на шпальную клеть способом стягивания с транспортера тракторами через полиспасты по металлическим балкам (рельсам), установленным под днище трансформатора согласно чертежу погрузки. При отсутствии в чертеже таких указаний металлические балки (рельсы) следует устанавливать рядом с балками жесткости дна трансформатора. Количество устанавливаемых металлических балок (рельсов) и их прочность должны обеспечивать сохранность трансформатора при разгрузке.

При транспортной массе трансформатора до 60 т необходимо устанавливать не менее 2 балок, при транспортной массе до 120 т — не менее 3 балок, при транспортной массе до 220 т — не менее 4 балок, при транспортной массе более 220 т — не менее 6 балок.

3.6.2. Подъем трансформатора следует производить гидравлическими домкратами.

Домкраты должны устанавливаться в местах, определенных конструкцией и указанных в габаритном чертеже трансформатора.

Установка домкратов в других местах недопустима. Подъем и опускание производить поочередно сначала одной, а затем другой стороны трансформатора. При этом наклон трансформатора не должен превышать 3%. Запрещается поднимать трансформатор домкратами со всех сторон одновременно.

3.6.3. При разгрузке трансформатора с транспортера сочлененного типа необходимо руководствоваться специальной инструкцией по погрузке и разгрузке с данного транспортера.

3.6.4. Разгрузка трансформаторов, перевозимыx на транспортерах сочлененного типа, производится под руководством персонала, обслуживающего (сопровождающего) транспортер.

3.6.5. Трансформатор может быть установлен сразу при разгрузке на собственные каретки или на шпальную клеть.

Перед установкой необходимо произвести осмотр кареток и катков, проверить наличие смазки на осях катков и при необходимости смазать солидолом.

После подъема трансформатора на нужную высоту установить каретки в соответствии с габаритным чертежом.

3.6.6. При необходимости перекатки трансформатора на собственных каретках необходимо закрепить канаты на специальные приспособления на баке и с помощью электролебедки или трактора с полиспастом произвести перекатку.

Скорость перекатки должна быть не более 8 м/мин.

Перекатку производить плавно, без рывков.

3.6.6.1. Пути, по которым производится перекатка трансформаторов, должны быть выполнены в соответствии с проектом и приняты заказчиком по акту. Они должны быть горизонтальными (уклон не более 1%), прямолинейными (отклонение от прямолинейности в горизонтальной плоскости не более 0,1%), смещение стыкуемых рельсов относительно друг друга в вертикальной плоскости нe более 1 мм, в горизонтальной — не более 2 мм, зазор между стыкуемыми рельсами не должен превышать 5 мм. Применяемые рельсы должны быть типа не менее Р 50 и обеспечивать под нагрузкой (при перекатывании) прогиб не более 3 мм.

3.6.6.2. Допускается производить перекатку в направлении продольной и поперечной осей трансформаторов, имеющих 4 каретки, а также вдоль поперечной оси трансформаторов, имеющих более 4 кареток по путям с уклоном до 2%.

3.6.6.3. При перекатке трансформатора на собственных каретках сила трогания составляет 1 кН (100 кгс), сила перекатки 0,6 кН (60 кгс) на 1 т массы трансформатора.

Направление тяговой силы при перекатке должно совпадать с направлением перемещения трансформатора.

При необходимости изменения направления перекатки для поворота кареток поднимать трансформатор следует гидравлическими домкратами.

При этом реборды катков должны быть расположены в соответствии с указаниями габаритного чертежа.

3.6.7. Разгрузку маслонаполненных вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и составных частей системы охлаждения следует производить в соответствии с инструкциями на них.

3.6.8. Работы при выгрузке следует производить с соблюдением требований безопасности и мер, обеспечивающих сохранность трансформатора и составных частей.

3.7. Не позднее, чем через 10 дней после прибытия трансформатора, необходимо произвести предварительную оценку состояния его изоляции.

3.7.1. У трансформаторов, транспортируемых с установленным расширителем, полностью залитых маслом, необходимо проверить:

1) уровень масла по маслоуказателю расширителя;

2) пробивное напряжение масла из бака трансформатора и бака контактора устройства РПН;

3) тангенс угла диэлектрических потерь (tg δ) масла из бака трансформатора;

4) влагосодержание масла из бака трансформатора и бака контактора устройства РПН;

При этом уровень и характеристики масла должны быть в соответствии с приложением 2.

3.7.2. У трансформаторов транспортируемых без расширителя, полностью залитых маслом, произвести:

1) внешний осмотр;

2) проверку наличия избыточного давления или вакуума в баке трансформатора;

3) проверку пробивного напряжения масла в баке трансформатора и баке контактора устройства РПН;

4) проверку тангенса угла диэлектрических потерь масла в баке трансформатора;

5) проверку влагосодержания масла в баке трансформатора и баке контактора устройства РПН.

Характеристики масла должны быть в соответствии с требованиями приложения 2:

Проверка наличия избыточного давления или вакуума производится по характерному шипящему звуку при ослаблении какой-либо из заглушек на баке трансформатора.

При отсутствии избыточного давления или вакуума следует создать в баке избыточное давление газообразного азота по ГОСТ 9293-74 или сухого воздуха до 25 кПа (0,25 кгс/см2)

Допускается создание избыточного давления с помощью воздушного компрессора через силикагелевый воздухоосушитель или с помощью установки для осушки воздуха, либо подкачкой в бак масла, отвечающего требованиям в соответствии с приложением 1.

Трансформатор считается герметичным, если спустя 3 ч давление снизится не более, чем до 23 кПа (0,23 кгс/см2) (при неизменной температуре окружающей среды) При большем снижении давления необходимо восстановить герметичность.

3.7.3. У трансформаторов, транспортируемых без масла, с автоматической подпиткой, необходимо произвести:

1) внешний осмотр;

2) проверку наличия избыточного давления внутри бака трансформатора;

3) проверку пробивного напряжения остатков масла в баке трансформатора и масла в баке контактора устройства РПН;

4) проверку влагосодержания остатков масла в баке трансформатора и масла в баке контактора устройства РПН.

Избыточное давление в баке трансформатора, характеристики остатков масла и масла бака контактора должны соответствовать требованиям приложения 2

При отсутствии избыточного давления необходимо проверить герметичность бака трансформатора в соответствии с п. 3.7.2.

3.8. Для трансформаторов с системой охлаждения вида М и Д при отсутствии замечаний по герметичности допускается оценку влагосодержания масла бака трансформатора производить качественно (проба на потрескивание).

3.9. В случае обнаружения, при проверке отклонений от норм и требований следует поставить в известность изготовителя трансформатора и принять меры по устранению причин, вызывающих ухудшение изоляции трансформатора, и к ускорению монтажа.

3.10. Работы, проводимые по транспортированию, и результаты проверки состояния изоляции необходимо оформлять протоколом и учитывать при решении вопроса возможности введения трансформатора в эксплуатацию.

4. ХРАНЕНИЕ

4.1. Необходимо принять меры по сокращению до минимума времени нахождения трансформатора в транспортном состоянии и не допускать его хранения более 4 месяцев со дня отправки с завода (дата отправки с завода указана в железнодорожной накладной).

Для трансформаторов, транспортируемых без масла, установить постоянный контроль за наличием избыточного давления газа в баке. Контролировать избыточное давление не реже чем 1 раз в сутки в течение первых 10 дней, а в дальнейшем — 1 раз в месяц

В случае израсходования газа в установке автоматической подпитки следует произвести замену баллонов, руководствуясь инструкцией, на установку.

4.2. Если после прибытия трансформатора монтажные работы задерживаются сверх допустимого срока пребывания его в транспортном состоянии указанного в п. 4.1, необходимо установить расширитель и залить трансформатор полностью маслом, предварительно проверив наличие избыточного давления в баке методом, приведенным в разд. 3 настоящего РД

Заливка масла производится снизу бака трансформатора без вакуума в соответствии с приложением 1. Перед заливкой слить остатки масла из бака трансформаторов, транспортируемых без масла.

Заливаемое масло должно соответствовать требованиям приложения 1, за исключением газосодержания. Температура заливаемого масла не должна отличаться от температуры трансформатора более чем на 5 градусов.

К расширителю трансформатора подсоединить воздухоосушитель, заполненный осушающим и индикаторным силикагелем.

4.2.1. Для хранения трансформаторов, оборудованных пленочной защитой масла, необходимо смонтировать расширитель с пленочной защитой и заполнить трансформатор и расширитель маслом. Допускается хранить трансформаторы, оборудованные пленочной защитой масла, не более 8 месяцев со дня прибытия трансформатора при условии заполнения их маслом в соответствии с требованийями п. 4.2.

4.3. Во время хранения трансформатора необходимо ежедневно контролировать уровень масла в расширителе, не реже одного раза в 2 месяца брать пробу масла для проверки ее п.п 1-3, 10 табл. 27.

4.4. Комплектующую аппаратуру, крепеж, резино-технические изделия, транспортируемые в упаковке, хранить на настилах в помещении или под навесом, остальные составные части — на открытой площадке в положении, указанном в эксплуатационной документации трансформатора.

4.5. По результатам хранения составить акт. При нарушении условий хранения необходимо определить объем дополнительных работ и выполнить их до начала монтажных работ.

5. ПОДГОТОВКА К МОНТАЖУ

5.1. Необходимо изучить до начала монтажа эксплуатационную документацию, ППР протоколы и акты, составленные на транспортирование, разгрузку и хранение трансформатора

5.2. Определить объем и последовательность работ по монтажу. Руководствуясь ППР составить план-график проведения монтажа.

5.3. Подготовить для монтажа специальную площадку, установить на ней трансформатор и составные части. Монтаж составных частей, как правило, производится на месте установки (на фундаменте) трансформатора. До установки трансформатора на фундамент, последний должен быть принят под монтаж в соответствии с нормативными документами.

Фундамент под трансформатор должен быть рассчитан на нагрузки, передаваемые катками кареток (сосредоточенные нагрузки).

При установке трансформатора на собственные каретки и перекатки следует руководствоваться указаниями разд. 3.

5.4. Подготовить рельсовый путь, при необходимости транспортирования трансформатора от места его сборки до места установки на фундамент. Рельсовый путь должен отвечать требованиям п. 3.6.

5.5. Подготовить необходимое технологическое оборудование, приборы, оснастку и материалы в соответствии с приложением 3.

Трансформаторное масло подготавливается в количестве, необходимом для полной заливки трансформаторов, транспортируемых без масла, и для доливки трансформаторов, транспортируемых с маслом, с учетом дополнительного количества масла на технологические нужды из расчета 5% от объема масла, заливаемого в трансформатор. Требования к трансформаторному маслу в соответствии с приложением 1.

5.6. Если на данный тип трансформатора нормативными документами предусмотрен шефмонтаж, вызвать шефинженера.

5.7. Подготовить вводы 66—750 кВ, руководствуясь соответствующими -инструкциями па них.

5.8. Подготовить съемные вводы 6—35 кВ, осмотреть и очистить от пыли и влаги их внутренние и наружные поверхности, собрать в соответствии с черт. 1, и испытать вводы напряжением в соответствии с табл. 1.частотой 50 Гц длительностью 1 мин.

Таблица 1

Нормы испытательных напряжений вводов

Внутренняя часть вводов 15—35 кВ должна быть полностью заполнена маслом с пробивным напряжением не менее 35 кВ (при заполнении ввода маслом выпустить воздух через верхнее воздухоспускное отверстие).

5.9. Подготовить встроенные трансформаторы тока, адсорбционные и термосифонные фильтры, фильтры тонкой очистки масла, устройство РПН, систему охлаждения, газовое реле, отсечной клапан, стрелочный маслоуказатель, предохранительный клапан, руководствуясь соответствующими инструкциями.

5.10. Подготовить расширитель, и газоотводные трубопроводы. Если при транспортировании или хранении нарушена их герметизация, необходимо:

1) расширитель загерметизировать, создать давление воздуха или азота 20 кПа (0,2 кгс/см2), с помощью мыльного раствора проверить герметичность и промыть внутренюю полость трансформаторным маслом;

2) внутреннюю полость газоотводных трубопроводов очистить, промыть трансформаторным маслом и испытать трубопроводы давлением 300 кПа (3 кгс/см2) в течение 30 мин.

Температура масла при испытании и промывке должна быть не ниже 293 К (20° С), а пробивное напряжение не менее 50 кВ.

Установить на расширитель маслоуказатель и отсечной клапан. При этом необходимо руководствоваться соответствующими чертежами и инструкциями.

Для трансформаторов с пленочной защитой масла следует руководствоваться инструкцией на расширитель с гибкой оболочкой.

5.11. Подготовить гибкую оболочку пленочной защиты масла, руководствуясь инструкцией на расширитель с гибкой оболочкой.

5.12. Подготовить цилиндры вводов и прочие изоляционные детали, если они транспортировались в отдельном баке. Проверить масло, с которым транспортировались цилиндры и изоляционные детали. Пробивное напряжение масла должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не более 0,0025%.

Если масло не соответствует этим нормам, то изоляционные узлы и детали следует высушить при температуре 368-373 К (95—100° С) в течение 120 ч без вакуума, либо в течение 60 ч при остаточном давлении 665—1330 Па (5 —10 мм рт. ст.).

5.13. Произвести оценку состояния изоляции трансформатора в соответствии с п. 3.7.

В случае нарушения условий транспортирования или хранения и неудовлетворительных результатов оценки состояния изоляции следует дополнительно проверить влагосодержание образцов изоляции в соответствии с приложением 4. Полученные результаты оформить актом и учесть при оценке состояния изоляции в соответствии с приложением 2.

Образцы (макет) изоляции закладываются в трансформаторы мощностью более 60 МВА. В процессе изготовления трансформаторов образцы высушиваются до остаточного влагосодержания не более 0,5%.

Макет изоляции предназначен для оценки увлажнения изоляции в процессе транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации трансформатора. Макет состоит из образцов электрокартона трех толщин и используется:

Схема испытания вводов

1 – шпилька токоведущая

2 – изолятор

3 – технологический бак

4 – масло трансформаторное

Черт. 1

1) при предварительной оценке увлажнения изоляции трансформаторов — образцы толщиной 8 мм,

2) при проведении подсушки изоляции трансформаторов — образцы толщиной 1 мм;

3) при определении необходимости и качества сушки используются образцы всех толщин.

Нормы на влагосодержание образцов приведены в приложениях 2, 5, 6, 7.

Место установки макета изоляции указано в эксплуатационной документации трансформатора.

6. МОНТАЖ СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

6.1. Монтаж трансформаторов, производится без ревизии активной части, если при транспортировании, разгрузке и хранении не было нарушений, которые могли привести к повреждениям внутри бака. При наличии указанных нарушений до производства монтажных работ производится ревизия с подъемом верхней части бака (или активной части) в объеме и последовательности в соответствии с приложением 8.

Монтаж составных частей необходимо производить в соответствии с требованиями чертежей и инструкций, отправляемых в комплекте эксплуатационной документации трансформатора и с учетом имеющихся на составных частях и деталях маркировки.

Применяемые при монтаже резиновые уплотнения не должны иметь механических повреждений, растрескиваний и расслоений.

При уплотнении разъемов затяжку крепежа необходимо производить равномерно «крест на крест» по всему периметру.

Затяжка считается достаточной, когда резиновое уплотнение сжато до 0,7 ее толщины.

6.2. Особое внимание при монтаже следует уделять обеспечению сохранности активной части при установке составных частей, требующей разгерметизации бака трансформатора (вводов, встроенных трансформаторов тока, изоляционных цилиндров вводов и др.).

В процессе разгерметизации необходимо принимать специальные меры по предохранению трансформатора от увлажнения.

6.2.1 Началом разгерметизации считается вскрытие какой-либо заглушки, открывающей доступ в бак трансформатора окружающего воздуха, окончанием — герметизация бака. Кратковременная разгерметизация, для отбора образцов изоляции в течение не более одного часа, не учитывается при определении продолжительности разгерметизации.

Работы при разгерметизации могут производиться при слитом масле (масло в баке трансформатора находится ниже прессующих колец обмоток, либо полностью отсутствует) или без слива масла (прессующие кольца обмоток закрыты маслом).

6.2.2 Защиту изоляции от увлажнения при разгерметизации следует производить путем подачи в бак трансформатора осушенного воздуха в соответствии с приложениями 9 и 10

Для трансформаторов, залитых маслом до уровня прессующих колец, допускается разгерметизация надмасляного пространства общей продолжительностью не более 2 ч без продувки сухим воздухом, при условии выполнения требований п. 6.2.3 по сохранению от увлажнения изоляции.

6.2.3. Допускается для трансформаторов 110 — 330 кВ мощностью 400 МВА и менее работы при разгерметизации производить без подачи в бак сухого воздуха при условии выполнения следующих требований.

1) температура активной части должна быть не ниже 283 К (10° С) и превышать точку росы окружающего воздуха в течение всего периода разгерметизации не менее, чем на 10 градусов при слитом масле, и не менее чем на 5 градусов при разгерметизации без слива масла.

Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают указанного требования по температуре, перед разгерметизацией трансформатор следует нагреть, руководствуясь требованиями инструкций по прогреву трансформаторов;

2) продолжительность разгерметизации не должна превышать 12 ч в случае разгерметизации при слитом масле и 20 ч в случае разгерметизации без слива масла;

3) относительная влажность окружающего воздуха не должна превышать 85%.

В период разгерметизации необходимо организовать непрерывную работу монтажного персонала, чтобы сократить время нахождения трансформаторов в разгерметизированном состоянии.

6.2.4. Температура активной части определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода.

Для трансформаторов, не подвергавшихся нагреву, допускается температуру активной части определять по температуре масла.

6.2.5. Относительная влажность и точка росы окружающего воздуха определяются в соответствии с приложением 11.

6.3. Монтаж составных частей трансформаторов напряжением до 330 кВ включительно, если при транспортировании, разгрузке или хранении не было нарушений, которые могли привести к ухудшению состояния активной части, производится без слива масла из бака ниже уровня прессующих колец обмоток.

6.4. Для монтажа составных частей трансформаторов напряжением 400 кВ и выше требуется полный слив масла из бака трансформатора.

Полный слив масла для монтажа составных частей требуется также для трансформаторов напряжением 110—330 кВ при нарушении требований по транспортированию либо хранению, когда требуется ревизия (осмотр) активной части.

В трансформаторах, отправляемых без масла, через сливное отверстие в дне бака удаляются остатки масла.

После слива масла необходимо вскрыть монтажные люки и произвести следующие работы:

1) удалить изоляционные цилиндры высоковольтных вводов и крепеж к ним, если они транспортировались в баке трансформатора в транспортном состоянии;

2) снять транспортные детали и детали крепления отводов, руководствуясь эксплуатационной документацией,

3) произвести внешний осмотр состояния механизма и электрических контактов устройства РПН. Для проверки состояния устройства РПН необходимо произвести и цикл переключений вручную при смонтированных приводных механизмах, согласованных с избирателями. При этом проверяется правильность работы механизма и надежность контакта между подвижными и неподвижными контактами, руководствуясь инструкцией на устройство РПН,

4) работы внутри бака должны выполнять квалифицированные специалисты.

Одежда людей должна быть чистой и не иметь металлических застежек Если имеются карманы, они должны быть очищены от посторонних предметов.

При работе нельзя наступать на изоляционные детали.

Количество крепежа, инструментов и приспособлений должно быть подсчитано и проверено до и после окончания работы;

5) в процессе установки вводов необходимо контролировать изоляционные расстояния «экран ввода — цилиндр ввода», которые должны быть для вводов 220—330 кВ не менее 20 мм, для вводов 400—500 кВ не менее 30 мм, для вводов 750 кВ не менее 60 мм;

«Цилиндр ввода — обмотка, изоляционная перегородка», которые должны соответствовать требованиям эксплуатационной документации, а при отсутствии в эксплуатационной документации требований они должны быть не менее 20 мм для вводов 220—500 кВ и не менее 30 мм для вводов 750 кВ,

6) проверить состояние и привести в рабочее положение элементы раскрепления активной части в баке трансформатора, руководствуясь указаниями эксплуатационной документации.

6.5 _Если имели место нарушения требований п. 6.2, с целью, оценки состояния изоляции трансформатора в конце разгерметизации производится отбор установленных на активной части образцов изоляции для проверки их влагосодержания.

6.6. При монтаже вводов 110—750 кВ необходимо уделять особое внимание уплотнению шпильки контактной линейного отвода, исправности соединения полости вводов с выносными бачками, надежному размещению соединительных, трубок и манометров.

6.7. При подсоединении отводов обмоток низшего напряжения необходимо обратить особое внимание на изоляционные расстояния гибких связей между собой и другими заземленными и токоведущими элементами, которые должны соответствовать требованиям эксплуатационной документации на трансформатор. При этом не должно быть натяга гибких соединений и обеспечена надежность контактных соединений.

6.8. В процессе разгерметизации должны быть установлены встроенные трансформаторы тока, вводы, изоляционные цилиндры вводов, охлаждающие устройства навешиваемой на бак трансформатора системы охлаждения, устройства РПН, газоотводный трубопровод и другие составные части, предусмотренные конструкцией трансформатора и демонтированные на время его транспортирования.

Монтаж системы охлаждения может производиться независимо от разгерметизации трансформатора. При этом подсоединение системы охлаждения к баку и заполнение ее маслом производится после заливки трансформатора маслом и принятия мер по исключению попадания воздуха внутрь трансформатора. Указания по раздельной заливке маслом приведены в инструкции по эксплуатации системы охлаждения.

Перед подсоединением выносной системы охлаждения к баку следует придать уклон трансформатору на фундаменте, если это предусмотрено эксплуатационной документацией трансформатора.

6.9. После установки составных частей, выполненной с разгерметизацией трансформатора, произвести герметизацию, заливку, доливку трансформатора маслом в соответствии с приложением 1

6.10. После выполнения работ по разгерметизации трансформатора исполнители должны внести в журнал монтажа данные о выполнении следующих скрытых работ и проверок:

1) изоляционных расстояний, оговоренных технической документацией — фактические расстояния;

2) правильности установки цилиндров и вводов — фактические расстояния;

3) положения элементов раскрепления активной части — застопорено, отпущено;

4) состояния избирателя встроенных устройств РПН;

5) качества уплотнения контактных шпилек вводов 110—750 кВ.

6.11. Монтаж составных частей, не требующий разгерметизации активной части (расширитель, газовое реле, отсечной клапан, контрольные и силовые кабели, термометры манометрические и другие), может производиться до и после разгерметизации.

Для трансформаторов с пленочной защитой масла до установки расширителя на трансформатор необходимо произвести монтаж гибкой оболочки и вытеснение воздуха, руководствуясь инструкцией на расширитель с гибкой оболочкой. При этом необходимо проверить срабатывание маслоуказателя при максимальном и минимальном уровне масла в расширителе.

Гнездо, в которое устанавливается датчик термометра манометрического, необходимо заполнить трансформаторным маслом.

6.12. Сушка, подсушка изоляции трансформатора, если это требуется в соответствии с приложением 2, производится до окончательной заливки трансформатора маслом, руководствуясь соответственно требованиями приложений 5, 6, 7, 12.

6.13. При наличии путей для перекатки трансформатора на фундамент допускается производить монтаж составных частей, требующий разгерметизации трансформатора, на монтажной площадке, где должны быть -организованы необходимые условия для производства работ.

При перекатке трансформатора на собственный фундамент необходимо руководствоваться требованиями п. 3.6.

При подъеме краном полностью собранного трансформатора массой более 200 т схема строповки и подъема должна быть согласована с предприятием-изготовителем.

6.14. После монтажа и подсоединения расширителя к трансформатору необходимо установить требуемый, в зависимости от температуры масла трансформатора, уровень масла в расширителе в соответствии с приложением 1

6.15. Результаты работ по монтажу трансформатора, системы охлаждения, устройства РПН, вакуумирования и заливки маслом оформить соответствующими актами.

7. ИСПЫТАНИЕ И НАЛАДКА

7.1. После сборки трансформатор необходимо испытать на маслоплотность.

Испытание трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, производится путем создания внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа (0,1 кгс/см2).

Испытание остальных трансформаторов производится путем создания избыточного давления азота 10 кПа (0,1 кгс/см2) в надмасляном пространстве расширителя.

Температура масла в баке трансформатора при испытании должна быть не ниже 293 К (20°С) для, трансформаторов 220—750 кВ и 283 К (10°С) для трансформаторов 110—150 кВ.

Длительность испытания не менее 3 ч.

Воздухоосушитель на время испытаний должен быть отсоединен.

Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном осмотре отсутствует течь масла.

7.2. Необходимо проверить масло, в баке трансформатора на соответствие требованиям приложения 1, а в баке контактора — на соответствие требованиям инструкции на устройство РПН.

7.3. Необходимо произвести измерение потерь холостого хода при малом напряжении по схемам, по которым производилось измерение при испытаниях на предприятии-изготовителе, руководствуясь указаниями разд. 5 ГОСТ 3484-77 частота и величина подведенного напряжения должны соответствовать паспортным.

Измерение потерь холостого хода производится в начале всех испытаний и измерений, до подачи на обмотки трансформатора постоянного тока (измерения сопротивления обмоток постоянному току, прогрева трансформатора постоянным током, измерения сопротивления изоляции обмоток).

Для трехфазных трансформаторов соотношение потерь не должно отличаться от паспортных соотношений более чем на 5%.

Для однофазных трансформаторов отличие полученных значений потерь от паспортных значений должно быть не более 10%.

В отдельных случаях по согласованию с предприятием-изготовителем могут быть допущены и большие отличия.

7.4. Проверку устройства РПН и ПБВ следует производить, руководствуясь соответствующей инструкцией.

7.5. Проверку коэффициента трансформации на всех ступенях переключения следует производить, руководствуясь указаниями раздела 2 ГОСТ 3484-77.

Измеренный коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по номинальным напряжениям.

7.6. Произвести измерение сопротивления постоянному току обмоток, указанных в паспорте трансформатора.

У трансформаторов с устройствами РПН и ПБВ перед измерением сопротивлений обмоток постоянному току необходимо произвести не менее 3 циклов переключения.

Величины сопротивлений трехфазных трансформаторов, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться друг от друга более чем на 2%. Если в паспорте трансформатора из-за конструктивных особенностей есть запись о расхождении более 2%, то необходимо руководствоваться величиной расхождения, указанной в паспорте.

Полученные величины сопротивлений однофазных трансформаторов не должны отличаться более чем на 5% от значений, указанных в паспорте трансформатора.

При оценке результатов измерения сопротивлений обмоток постоянному току температура обмоток определяется в соответствии с приложением 2.

7.7. Произвести изменение характеристик изоляции (В60 и tgδ трансформатора и оценить полученные результаты в соответствии с приложением 2.

7.8. Рекомендуется произвести испытание изоляции обмоток с номинальным напряжением до 35 кВ, одноминутным испытательным напряжением промышленной частоты, равным 90% значения, указанного в паспорте трансформатора.

После испытания изоляции одноминутным испытательным напряжением следует испытать изоляцию обмоток индуктированным напряжением частотой 50 Гц величиной не выше 1,3 номинального при длительности выдержки 20 с.

При этом вводы нейтрали, имеющие меньшую изоляцию, чем линейные, должны быть заземлены.

7.9. Произвести испытания и наладку системы охлаждения, руководствуясь соответствующей инструкцией.

7.10. Произвести наладку газовой защиты трансформатора.

Работа газового реле, установленного на трансформаторах с пленочной защитой, проверяется в соответствии с инструкцией на газовое реле. Проверка работоспособности газового реле, установленного на трансформаторах с пленочной защитой, путем нагнетания в него воздуха запрещается.

Заполнение газового реле маслом производится при медленном открытии запорной арматуры со стороны расширителя. При этом пробка для выпуска газа из газового реле должна быть открыта.

Величина ycтавки газового реле должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на трансформатор При отсутствии в эксплуатационной документации указании, следует принять уставку, соответствующую максимальной чувствительности, исключающую срабатывание реле при пуске и остановке электронасосов системы охлаждения.

7.11. Произвести испытания изоляции между токоведущими и заземленными частями цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном, датчиками температуры и термометрами манометрическими напряжением 1000 В 50 Гц в течение 1 мин при отсоединенных разъемах термометров манометрических. Испытание изоляции термометров манометрических произвести напряжением 750 В 50 Гц в течение 1 мин.

7.12. Произвести проверку установленных трансформаторов тока и отсечного клапана, руководствуясь соответствующей инструкцией

7.13 Результаты испытаний и наладки оформить актом

7.14. Перед опробованием трансформатора номинальным напряжением необходимо оформить технический акт о монтаже и испытаниях трансформатора, подписанный представителями монтажной организации, эксплуатации, организации, производившей испытания, и шефинженером предприятия-изготовителя (если предусмотрен шефмонтаж).

Акт составляется в двух экземплярах (если предусмотрен шефмонтаж — в трех экземплярах) и утверждается заказчиком.

8. ОПРОБОВАНИЕ И ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

8.1. Если после последней проверки и измерений характеристик изоляции прошло более 3 месяцев, перед опробованием трансформатора необходимо:

1) повторить измерение и проверку по п.п. 7.2 и 7.7;

2) измерить сопротивление постоянному току обмоток в рабочем положении устройства РПН и ПБВ, предварительно сделав не менее трех циклов переключений;

3) произвести хроматографический анализ растворенных газов в масле трансформаторов 100 МВА и более.

8.2. Проверить показания всех термометров и соответствие уровня масла в расширителе температуре масла в баке трансформатора.

8.3. Убедиться в открытии отсечного клапана, запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения и газового реле, отсутствии воздуха в газовом реле. Проверить соответствие указателей положения всех устройств РПН и ПБВ, заземление бака, отсутствие посторонних предметов на трансформаторе и течи масла. Закоротить неиспользуемые вторичные обмотки трансформаторов тока.

8.4. Проверить подсоединение к линейным вводам и нейтрали разрядников, ограничителей перенапряжений, входящих в схему защиты трансформатора в соответствии с проектом.

Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжения трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) должны быть соединены по требуемой схеме в звезду или треугольник и защищены вентильными разрядниками, включенными между вводами каждой фазы и землей Допускается выполнять защиту неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных первыми от магнитопровода, заземлением одной из вершин треугольника или нейтрали звезды.

Неиспользуемая обмотка однофазных трехобмоточных автотрансформаторов, предназначенная для работы в трехфазной группе по схеме треугольник, может не собираться в треугольник При этом один конец фазы этой обмотки должен быть заземлен, а другой — защищен вентильным разрядником соответствующего класса напряжения

Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

8.5. Произвести проверку действия всех предусмотренных защит. Проверка должна быть оформлена документом.

8.6. Сигнальные контакты газового реле следует включить на отключение.

8.7. Включение трансформатора под напряжение необходимо производить с защитами, задействованными на отключение. Включение трансформатора под напряжение производить не ранее чем через 12 ч после последней доливки масла для трансформаторов 110—500 кВ и 20 ч для трансформаторов 750 кВ.

8.8. Включить трансформатор с одной из сторон (высшего, среднего или низшего напряжения) на номинальное напряжение на время не менее 30 мин. с тем, чтобы произвести прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. В трансформаторах с системой охлаждения вида Д и ДЦ, для возможности прослушивания, допускается включение трансформатора при отключенных вентиляторах системы охлаждения.

При включении системы охлаждения необходимо дополнительно руководствоваться инструкцией на систему охлаждения и трансформатор.

Произвести несколько включений (3—5 раз) трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстойки защит от бросков намагничивающего тока.

8.9. При удовлетворительных результатах опробования защиты перевести в рабочее положение и трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

8.10. У всех трансформаторов, включенных согласно настоящему РД, необходимо отбирать пробы масла:

1) из трансформаторов до 220 кВ — после включения через 10 дней, 1 месяц, далее в соответствии с инструкцией предприятия-изготовителя на конкретный трансформатор;

2) из трансформаторов 330—750 кВ — после включения через 10 дней, 1 месяц, 3 месяца, далее в соответствии с инструкцией предприятия-изготовителя на конкретный трансформатор.

Отобранное масло необходимо проверить по п.п. 1—6, 10, табл. 2 и дополнительно по п. 11 для трансформаторов, имеющих пленочную защиту.

При обнаружении признаков ухудшения состояния масла в начальный период эксплуатации следует обратиться за консультацией па предприятие-изготовитель.

8.11. Рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных газов в масле трансформаторов в начальный период эксплуатации в следующие сроки:

1) через 6 месяцев работы трансформаторов 110 кВ мощностью менее 60 МВА;

2) в течение первых 3 суток, через месяц, 3 месяца, 6 месяцев работы трансформаторов 110 кВ мощностью 60 МВА и более, и всех трансформаторов 220—500 кВ;

3) в течение первых 3 суток, через 2 недели, месяц, 3 месяца, 6 месяцев работы трансформаторов 750 кВ.

Оценку результатов производить в соответствии с «Методикой обнаружения повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов».

8.12. Результаты проверок, измерений и опробования необходимо оформить актом.

Справка.

Разработчики РД: Троян Э.Г., Ганзин В.Л., Филиппишин В.Я., Туткевич А.С., Калугин А.Т.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Обязательное

ОБЪЕМ ПРОВЕРОК И ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРНОМУ МАСЛУ. ВАКУУМИРОВАНИЕ И ЗАЛИВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ МАСЛОМ

1. ОБЪЕМ ПРОВЕРОК И ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРНОМУ МАСЛУ

1.1. Заливку и доливку трансформаторов производить маслом, не бывшим в эксплуатации.

Не бывшим в эксплуатации следует считать масла, поступающие потребителям непосредственно от предприятий-изготовителей или баз хранения масла, а также масла, залитые в трансформаторы на предприятиях-изготовителях, но не работавшие в них.

1.2. Для заливки и доливки применяются масла в соответствии с табл. 2.

Каждая партия масла, применяемая для заливки и доливки в трансформаторы, должна иметь сертификат предприятия-поставщика масла, подтверждающей соответствие масла стандарту или техническим условиям.

Характеристики масла, прибывшего с трансформатором (залитого в бак на предприятии-изготовителе), указываются в паспорте трансформатора, либо в специальном протоколе, входящем в состав эксплуатационной документации по п.п. 1—6, 10, табл. 2.

1.3. Допускается смешение масел, приведенных в табл. 2, в любых соотношениях если tgδ пробной смеси не превышает tgδ компонента с наибольшими диэлектрическими потерями.

Смесь масел, предназначенных для различных классов напряжения, должна заливаться только в оборудование низшего класса напряжения.

1.4. Масло, прибывшее с предприятия-изготовителя трансформаторов, подвергается проверке по п.п. 1—6, 10, табл. 2. После слива масла в технологические емкости, перед повторной заливкой масло проверяется по п.п. 1—6, 10, табл. 2.

Масло, имеющееся на месте монтажа, подвергается проверке по п.п. 1—10, табл. 2.

В процессе заливки трансформаторов, оборудованных пленочной защитой, масло должно подвергаться дополнительно проверке газосодержания на соответствие требованиям п. 11 табл. 2.

1.5. Заливаемое трансформаторное масло должно быть нагретым до температуры не ниже 283 К (10 °С) для трансформаторов 110 кВ, и не ниже 318 К (45 °С) для трансформаторов 150—750 кВ. В процессе заливки трансформаторов, оборудованных пленочной защитой, масло должно дегазироваться при помощи специальных установок.

2. ВАКУУМИРОВАНИЕ И ЗАЛИВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ МАСЛОМ

2.1. Безвакуумная заливка и доливка трансформаторов маслом производится при монтаже трансформаторов на напряжение 110 кВ, если в эксплуатационной документации нет других указаний, а также трансформаторов всех классов напряжения, подготавливаемых для временного хранения.

2.1.1. Перед заливкой или доливкой необходимо установить расширитель, выхлопную трубу, газоотводный трубопровод и другие составные части, необходимые для работы или хранения трансформатора. На расширителе необходимо смонтировать маслоуказатель и воздухоосушитель.

2.1.2. Собрать схему заливки трансформатора и подсоединить маслопровод к запорной арматуре, расположенной в нижней части бака. Для подачи масла в схеме заливки рекомендуется предусматривать маслоочистительные установки. Применяемые маслопроводы должны быть предварительно очищены и промыты маслом.

2.1.3. Включить маслонасос (маслоочистительную установку) и подавать масло в трансформатор со скоростью не более 3 т/ч до достижения требуемого уровня масла в расширителе. Уровень масла в расширителе устанавливается в зависимости от температуры масла в трансформаторе по имеющимся на указателе уровня контрольным меткам- Заливаемое масло должно соответствовать требованиям приложения 1.

2.1.4. Открыть воздухоспускные пробки на баке и составных частях и выпустить скопившийся в трансформаторе воздух, повторно проверить отсутствие воздуха в баке через 12ч отстоя масла. Если после выпуска воздуха уровень масла в расширителе понизился ниже требуемого, произвести доливку масла в соответствии с требованиями п. 2.1.3.

2.1.5. Если трансформатор не полностью залит маслом, доливка производится через предназначенный для этого патрубок, расположенный в верхней части бака, либо на расширителе. При доливке необходимо руководствоваться п.п. 2.1.3. и 2.1.4.

2.1.6. Отобрать пробу масла из бака трансформатора и произвести проверку на соответствие требованиям п.п. 1—6, 10, табл. 2.

2.2. Вакуумная заливка трансформаторов напряжением 150 кВ, не оборудованных герметичными видами защит масла.

2.2.1. Установить на баке технологический указатель уровня масла, прибор для измерения остаточного давления и вакуумметр.

2.2.2. Соединить вакуумным трубопроводом бак трансформатора с вакуум-насосом. Вакуумный трубопровод подсоединяется к предусмотренной для этот запорной арматуре в верхней части бака трансформатора. Для вакуумирования трансформаторов необходимо применять вакуумный трубопровод с внутренним диаметром не менее 100 мм, выдерживающий полный вакуум. Во избежание попадания вакуумного масла в трансформатор, при аварийных остановках вакуум-насоса, между баком трансформатора и вакуум-насосом необходимо установить защитное устройство.

2.2.3 Соединить вакуумным трубопроводом бак трансформатора с надмасляным пространством контактора встроенного устройства РПН и полностью между мембраной контактора и транспортной заглушкой, если это предусмотрено инструкцией на устройство РПН.

2.2.4. Проверить герметичность бака трансформатора, для чего включить вакуум-насос, открыть запорную арматуру вакуумного трубопровода и создать в баке остаточное давление не более 665 Па (5 мм рт. ст.), после чего закрыть запорную арматуру вакуумного трубопровода, остановить вакуум-насос и зафиксировать остаточное давление в баке трансформатора. Повторно произвести измерение остаточного давления в баке трансформатора через 1 ч нахождения трансформатора в загерметизированном состоянии.

Трансформатор считается герметичным, если за это время остаточное давление в нем увеличится не более чем на 665 Па (5 мм рт. ст.).

2.2.5. Произвести вакуумирование трансформатора при остаточном давлении не более 665 Па (5 мм рт. ст.) в течение не менее 20 ч, кроме трансформаторов, монтаж составных частей которых производился без слива масла ниже уровня прессующих колец.

2.2.6. Собрать схему заливки и подсоединить подготовленный для заливки трансформатора маслопровод к имеющейся на баке запорной арматуре. Для подачи масла в трансформатор необходимо предусмотреть маслоочистительную установку и фильтры тонкой очистки масла.

В схему заливки рекомендуется установить герметичные фильтры для очистки масла от механических примесей Маслопроводы должны быть маслоплотными, предварительно очищены и промыты маслом.

2.2.7. Открыть запорную арматуру маслопровода, включить маслоочистительную установку и, поддерживая при помощи вакуум-насоса остаточное давление в баке не более 665 Па (5 мм рт. ст.), произвести заливку масла в трансформатор со скоростью не более 5 т/ч при заливке недегазированным маслом и без ограничения скорости при заливке дегазированным маслом. Заливаемое масло должно соответствовать требованиям приложения 1.

Заливку прекратить, когда изоляция активной части полностью покроется трансформаторным маслом.

2.2.8. Закрыть запорную арматуру маслопровода, отсоединить маслопровод и вакуумировать надмасляное пространство трансформатора при остаточном давлении не более 665 Па (5 мм рт. ст.) в течение не менее 10 ч, если заливка производилась недегазированным маслом и не менее 2 ч, если заливка производилась предварительно дегазированным маслом.

2.2.9. Закрыть запорную арматуру вакуумного трубопровода, отсоединить вакуумный трубопровод, подавать предварительно осушенный при помощи силикагелевого или цеолитового осушителя воздух в надмасляное пространство и довести давление в нем до атмосферного.

2.2.10. Произвести доливку трансформатора маслом после установки расширителя, выхлопной трубы и других устанавливаемых на верхней части бака составных частей, руководствуясь указаниями п. 2.1.5.

2.2.11. Отобрать пробу масла и произвести проверку на соответствие требованиям п.п. 1—6, 10, табл. 2.

2.3. 3аливка трансформаторов, оборудованных пленочной защитой масла.

2.3.1. На крышке бака трансформатора необходимо смонтировать патрубок газового реле с запорной арматурой и другие составные части, для установки которых требуется разгерметизация бака, и, руководствуясь требованиями п. 2.2., собрать схему вакуумирования.

Схема вакуумирования трансформаторов с приставными устройствами РПН должна обеспечивать поддержание одинакового давления с обеих сторон переходной плиты во избежание ее повреждения.

Указания по выполнению такой схемы приводятся в специальных инструкциях.

2.3.2. Произвести проверку герметичности и вакуумирование трансформатора, руководствуясь указаниями п.п. 2.2.4. и 2.2.5. Проверка герметичности и вакуумирование трансформаторов на напряжение 750 кВ производится при остаточном давлении в баке не более 200 Па (1,5 мм рт. ст.). Трансформаторы на напряжение 750 кВ считаются герметичными, если по истечении 1 ч остаточное давление в баке повысится не более, чем на 665 Па (5 мм рт. ст.). Вакуумирование перед заливкой производится в течение не менее 72 ч. При остаточном давлении 133 Па (1 мм рт. ст.) и менее, продолжительность вакуумирования перед заливкой масла может быть уменьшена до 48 ч.

2.3.3. Собрать схему заливки и подсоединить маслопровод к запорной арматуре для слива масла в нижней части бака. Для заливки масла необходимо применять дегазационные установки. Остальные требования к выполнению схемы заливки указаны в п. 2.2.6. Особенности заливки трансформаторов с приставными устройствами РПН приводятся в специальных инструкциях.

2.3.4. Произвести заливку трансформатора дегазированным маслом в соответствии с приложением 1, и указаниями п. 2.2.7.

При этом скорость подачи масла не ограничивается. При заливке трансформаторов на напряжение 750 кВ в баке должно поддерживаться остаточное давление не более 200 Па (1,5 мм рт. ст.).

2.3.5. Произвести вакуумирование надмасляного пространства, руководствуясь указаниями п. 2.2.8.

Вакуумирование трансформаторов на напряжение 750 кВ производится при остаточном давлении не более 200 Па (1,5 мм рт. ст.).

2.3.6 Установить расширитель со смонтированной в нем гибкой оболочкой, газовое реле и соединяющие их патрубки с запорной арматурой. Монтаж гибкой оболочки и заполнение расширителя маслом производится по специальной инструкции, отправляемой в комплекте эксплуатационной документации.

2.3.7. Заполнить расширитель маслом до максимального уровня. Открыть вручную отсечной клапан и запорную арматуру, перекрывающую газовое реле от расширителя. Открыть воздухоспускной краник и, выпуская воздух, заполнить газовое реле маслом.

2.3.8. Открыть запорную арматуру, перекрывающую газовое реле от трансформатора и заполнить надмасляное пространство в баке маслом, поступающим из расширителя, при перекрытом вакуумном трубопроводе.

При этом, во избежание полного слива масла из расширителя, произвести своевременную доливку расширителя маслом.

Установить требуемый, в зависимости от температуры масла в баке трансформатора, уровень масла в расширителе.

2.3.9. Открыть воздухоспускные пробка на баке и составных частях и выпустить оставшийся воздух.

2.3.10. Отобрать пробу масла и произвести проверку па соответствие требованиям п.п. 1—6, 10, 11, табл. 2.

2.4. Доливка и обработка масла трансформаторов напряжением 150—330 кВ, установка вводов которых производилась без слива масла ниже уровня прессующих колец.

2.4.1. Доливку трансформаторов напряжением 150 кВ, не оборудованных пленочной защитой, производить в соответствии с требованиями п. 2.1.

2.4.2. Долить трансформатор с установленным расширителем полностью маслом, отвечающим требованиям в соответствии с приложением 1, кроме газосодержания, затем, произвести дегазацию масла в трансформаторе дегазационной установкой по замкнутому циклу «низ бака — расширитель», до норм, (после заливки) в соответствии с табл. 2.

2.4.3. Отобрать пробу масла и произвести проверку на соответствие требованиям пп. 1—6, 10, 11, табл. 2.

При отборе пробы дегазированного масла необходимо принять меры по исключению контакта отбираемого масла с воздухом. Для обеспечения этого требования рекомендуется применять специальные герметичные маслоотборники, например, шприцы по ТУ-64.1.378-78

2.5. Заливка системы охлаждения производится согласно инструкции на систему охлаждения и указаниям п. 6.8 настоящего РД.

Таблица 2

ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Для трансформаторов с системой охлаждения М и Д при отсутствии замечаний по герметичности допускается оценку влагосодержания масла производить качественно по ГОСТ 1547-84.

2. Проверка газосодержания масла производится приборами, установленными в установках по дегазации масла.

3. Температура застывания проверяется для масла трансформаторов, работающих в районах с холодным климатом.

4. При измерении тангенса угла диэлектрических потерь проба масла дополнительной обработке не подвергается.

5. Применение масла по ГОСТ 10121-76 для трансформаторов 330—500 кВ допускается с разрешения Главного технического управления Министерства энергетики и электрификации СССР.

6. Стабильность против окисления определяется при следующих условиях:

1) длительность окисления — для масел по ГОСТ 10121-76, ТУ 38 101 890-81, ТУ 38 101 281-80 и ТУ 38 101 1025-85 — 14 ч., для масла по ГОСТ 982-80 — 30 ч.;

2) температура окисления — для масел по ГОСТ 10121-76, ТУ 38 101 890-81, ТУ 38 101 1025-85 — 393 К (120°С), для масла по ГОСТ 982-80—403 К (130°С), для масла по ТУ 38 101 1025-85 — 428 К (155°С);

3) расход кислорода — для масел по ГОСТ 10121-76, ТУ 38 101 890-81 и ТУ 38 101 281-80—200 см3/мин., для масел по ТУ 38 101 1025-85, ГОСТ 982-80 — 50 см3/мин.

7. При смешении трансформаторных масел следует учитывать, что масло марки ГК обладает высокими эксплуатационными свойствами в сравнении с другими марками масел. В случае смешения его с другими маслами эксплуатационные характеристики масла ГК ухудшаются и теряется экономическая эффективность его применения.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Обязательное

КОНТРОЛЬ И ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ПРОЦЕССЕ ХРАНЕНИЯ, МОНТАЖА И ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

1. ОЦЕНКА УВЛАЖНЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ И ВЫБОР СПОСОБА ЕЕ ВОССТАНОВЛЕНИЯ

1.1 Сохранение достигнутого при изготовлении влагосодержания изоляции является важнейшей задачей монтажа по обеспечению надежной работы трансформатора, поэтому контроль и оценка состояния изоляции проводится во всех промежуточных состояниях трансформатора путем выполнения требований инструкций, проведения специальных проверок, измерений и испытаний, указанных в последующих пунктах настоящего приложения.

1.2. Сразу же после прибытия трансформатора к месту назначения необходимо установить контроль за соблюдением требований настоящего РД по предотвращению увлажнения изоляции трансформаторов в период их хранения и монтажа по п.п. 4.1—4.3; 6.2 настоящего РД.

1.3. Не позднее 10 дней после прибытия, а также после хранения (перед началом монтажа) необходимо произвести работы по оценке степени увлажнения изоляции, в объеме, указанном в п.п. 3.7; 5.13 настоящего РД.

1.3.1. У тpaнcфopмaтopoв, транспортируемых с расширителем, полностью залитых маслом:

1) уровень масла должен находиться в пределах контролируемого уровня по маслоуказателю;

2) пробивное напряжение масла в баке трансформатора должно быть не ниже 55 кВ;

3) tg δ масла в баке трансформатора должен быть не более значений, указанных в табл. 2;

4) допускается увеличение влагосодержания масла в баке трансформатора не более чем до 0,0020% для трансформаторов 500 — 750 кВ и 0,0025% для трансформаторов 110—330 кВ;

5) влагосодержание и пробивное напряжение масла в баке контактора должно соответствовать требованиям инструкции на устройство РПН.

1.3.2. У трансформаторов, транспортируемых без расширителя, не полностью залитых маслом:

1) надмасляное пространство должно быть герметичным;

2) пробивное напряжение масла в баке трансформатора должно быть не ниже 55 кВ;

3) tg δ масла в баке трансформатора должен соответствовать п. 1.3.1;

4) допускается увеличение влагосодержания масла в баке трансформатора не более чем до 0,0020% для трансформаторов 500 — 750 кВ и 0,0025% для трансформаторов 110—330 кВ;

5) влагосодержание и пробивное напряжение масла в баке контактора должно соответствовать требованиям инструкции на устройство РПН.

1.3.3. У трансформаторов, транспортируемых без масла:

1) должно быть избыточное давление в баке. Величина избыточного давления не нормируется, а оценивается по его наличию;

2) пробивное напряжение остатков масла должно быть не ниже 50 кВ;

3) допускается увеличение влагосодержания остатков масла не более 0,0020% для трансформаторов 500—750 кВ и 0,0025% для трансформаторов 110—330 кВ.

4) влагосодержание и пробивное напряжение масла в баке контактора должно соответствовать требованиям инструкции на устройство РПН.

1.3.4. Для трансформаторов с системой охлаждения вида М и Д при отсутствии замечаний по герметичности допускается оценку влагосодержания масла производить качественно по ГОСТ 1547-84 (проба на потрескивание).

1.4. После монтажа составных частей производится окончательная оценка увлажнения изоляции трансформатора на основании результатов контроля за соблюдением требований настоящего РД по предотвращению увлажнения и полученных результатов измерений и проверок по п.п. 3.7; 4.1 — 4.3; 6.9.

При отсутствии нарушений указанных требований и положительных результатах проверки трансформатор может быть введен в эксплуатацию без проведения подсушки или сушки.

1.5. Подсушка производится при нарушении требований настоящего РД по предохранению изоляции трансформаторов от увлажнения или получения неудовлетворительных результатов измерений и проверок по п.п. 3.7; 4.1—4.3; 6.9. При этом для трансформаторов более 60 МВА влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм не должно превышать 1%.

1.6. Сушка производится в одном из следующих случаев:

1) при нарушении требований настоящего РД по предохранению изоляции трансформаторов от увлажнения или получения неудовлетворительных результатов измерений и проверок по п.п. 3.7; 4.1—4.3; 6.2; 6.9, если при этом влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм превышает 1%.

2) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды;

3) при хранении трансформатора в транспортном состоянии более 1 года;

4) если продолжительность разгерметизации трансформатора более чем в два раза превышает нормированные значения;

5) при неудовлетворительных результатах подсушки.

1.7. В случае сомнения по выбору метода обработки изоляции рекомендуется обратиться к предприятию-изготовителю трансформатора.

2. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИИ И ОЦЕНКИ ХАРАКТЕРИСТИК ИЗОЛЯЦИИ

2.1. Измерение характеристик изоляции B60 и tgδ производится не менее чем через 12 ч после заливки трансформатора и установленного на нем расширителя с маслом при температуре изоляции не ниже-

1) 283 К (10°С) — для трансформаторов 110—150 кВ;

2) 293 К (20°С) — для трансформаторов 220—750 кВ;

3) близкой (разница не более 5 градусов) к температуре, указанной в паспорте для реакторов 500 кВ и выше.

В случае необходимости прогрев трансформаторов производить, руководствуясь инструкцией по прогреву.

Перед измерением необходимо протереть поверхность вводов трансформатора.

2.2. Измерение характеристик изоляции производится по схемам, указанным в паспорте трансформатора.

2.3. При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяются между собой. Остальные обмотки и бак трансформатора заземляются. Вначале измеряются потери холостого хода, а затем B60 и tgδ изоляции.

2.4. За температуру изоляции трансформаторов принимается:

1) для трансформатора, не подвергавшегося нагреву, — температуру верхних слоев масла;

2) для трансформатора, подвергавшегося нагреву, — температура обмотки ВН фазы «В», определяемая по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение указанного сопротивления производится не ранее чем через 60 мин после отключения нагрева током в обмотке или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.

Температура определяется по формуле:

,                                                   (1)

где Во — сопротивление обмотки постоянному току, измеренное на предприятии-изготовителе при температуре t0,°C (эти значения приведены в паспорте трансформатора).

Вх — измеренное значение сопротивления обмоток постоянному току при температуре tx.

2.5. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на 2500 В.

Перед началом измерения испытываемая обмотка должна быть заземлена не менее чем на 120 с.

Если получен недостоверный результат измерений (неправильный отсчет времени, обрыв в цепи питания мегаомметра), следует произвести повторное измерение по данной схеме. При этом все обмотки предварительно заземляются не менее чем на 300 с

Показания мегаомметра отсчитываются через 60 с после приложения напряжения к изоляции обмотки. Допускается за начало отсчета принимать начало времени вращения рукоятки мегаомметра

2.6. Измерение tgδ обмоток производится мостом переменного тока по «перевернутой», схеме. Рекомендуется применять мосты типа Р 595, Р 5026.

2.7. Измерение B60 и tgδ производится с целью получения исходных данных для контроля за состоянием изоляции трансформаторов в процессе эксплуатации и проверки отсутствия нарушения ее состояния после окончания монтажа.

По величинам B60 и tgδ могут выявляться местные увлажнения и загрязнения изоляционных узлов (изоляционные детали и узлы устройства РПН, изоляции отводов), ухудшение состояния масла.

2.8. Оценка результатов измерений производится путем сравнения их со значениями, полученными при изготовлении, которые указываются в паспорте трансформатора.

Для сравнения полученные значения B60 и tgδ изоляции должны быть пересчитаны к условиям паспортного измерения.

При этом сравниваются результаты, полученные при наиболее близких температурах.

2.8.1. Пересчет значений tgδ и B60 изоляции к температуре паспортного измерения производится по коэффициентам в соответствии с табл. 3.

При повышении температуры изоляции В60 уменьшается, a tgδ возрастает.

2.8.2. Пересчет значений tgδ изоляции с учетом влияния масла производится по формуле

tgδ ф = tgδ из — K(tgδ м2 — tgδ м1),                                            (2)

где tg δ ф — фактическое значение tgδ изоляции (с учетом влияния масла),

tg δ из — измеренное и приведенное к паспортной температуре значение tgδ изоляции;

tg δ м1 — значение tgδ масла, залитого на предприятии-изготовителе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции с помощью коэффициента К3 в соответствии с табл. 4.

tgδ м2 — значение tgδ масла, залитого при монтаже, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции с помощью коэффициента К3 в соответствии с табл. 4;

К — коэффициент приведения, зависящий от конструктивных особенностей трансформатора и имеющий приближенное значение 0,45.

Таблица 3

Значения коэффициентов пересчета B60 и tgδ изоляции

Таблица 4

Значения коэффициентов пересчета tgδ масла

2.8.3. Полученные значения tgδ изоляции, приведенные к паспортной температуре измерения и с учетом влияния tgδ масла, не должны отличаться от паспортных, в сторону ухудшения более чем на 50%.

Значение tgδ изоляции, приведенные к паспортной температуре, равные или меньшие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными значениями.

2.8.4. Сопротивление изоляции В60, измеренное при монтаже и приведенное к температуре паспортного измерения, должно быть не менее 50% от величины, указанной в паспорте трансформатора.

2.8.5. В отдельных случаях по согласованию с предприятием-изготовителем допускаются большие отличия В60 и tgδ изоляции от паспортных значений, если эти отличия могут быть объяснены влиянием другого сорта масла, метода прогрева, либо другими причинами, не связанными с опасным увлажнением.

В этом случае производится проверка влагосодержания образцов изоляции, установленных на активной части трансформаторов, определяется фактическое значение tgδ изоляции с учетом влияния tgδ масла и результаты со всеми исходными данными сообщаются на предприятие-изготовитель.

Решение о необходимости дополнительной обработки изоляции или возможности введения трансформатора в работу принимается на предприятии-изготовителе на основании комплексного рассмотрения результатов полученных значений характеристик изоляции и масла, влагосодержания образцов, а также условий транспортирования, хранения и монтажа.

Методика отбора и проверки образцов в соответствии с приложением 4.

2.8.6. Примеры приведения значения tgδ изоляции к температуре паспортных измерений:

1) значение tgδ изоляции, измеренное на монтаже при температуре 295 К (22 °С), составляет 1,1%.

Значение tgδ изоляции, измеренное на предприятии-изготовителе при температуре 298 К (25 °С) и указанное в паспорте (для этой же схемы измерения), составляет 0,95%.

Разница в температурах измерения

Δt = 298 (25) —295 (22) = 3

Коэффициент пересчета в соответствии с табл. 3 K1 = 1,09.

Значение tgδ изоляции, приведенное к температуре 298 К (25°С) (паспортной).

tgδ п = tgδ · К1,

tgδ п = 1,1 · 1,09= 1,2%

Приведенное значение tgδ п изоляции составляет

от паспортных данных;

2) значение tgδ изоляции, измеренное на монтаже при температуре 298 К (25° С) составляет 1,2%,

Значение tgδ изоляции, измеренное на предприятии-изготовителе при температуре 295 К (22° С) и указанное в паспорте (для этой же схемы измерения), составляет 0,9%.

Разница в температурах измерения

Δt = 298 (25) — 295 (22) = 3

Коэффициент пересчета в соответствии с табл. 3 K1 = 1,09.

Значение tgδ изоляции, приведенное к температуре 295 К (22°С) (паспортной).

                                                                   (4)

Приведенное значение tgδ изоляции составляет от паспортных данных.

2.8.7. Пример расчета фактического tgδ изоляции, tgδ ф.

Значение tgδ изоляции, измеренное на монтаже и приведенное к паспортной температуре измерения характеристик изоляции 295 К (22 °С)

tgδ из = 1,1%

Значение tgδ масла, измеренное на предприятии-изготовителе (паспортное) при 363 К (90°С)

tgδ м1 = 0,5%.

Значение tgδ масла, измеренное на монтаже при 363 К (90 °С)

tgδ м2 = 2,2%

Приводим паспортное значение tgδ масла к температуре измерения характеристик изоляции 295 К (22 °С).

                                                                 (5)

где К3 — определяется в соответствии с табл. 4. Для разности температур

Δt = 363 (90) — 295 (22) = 68,

К3 = 15,92

Приводим монтажное значение tgδ масла к температуре измерения характеристик изоляции 295 К (22 °С).

                                                                 (6)

где К3 — определяется в соответствии с табл. 4. Для разности температур

Δt = 363 (90) — 295 (22) = 68,

К3 = 15,92

Определяем фактическое значение tgδ изоляции

tgδ ф = tgδ из — K(tgδ м2 — tgδ м1),                                            (7)

tgδ ф = 1,1 — 0,45 (0,13 — 0,031) = 1,06%

2.8.8. Примеры приведений значения В60 изоляции к температуре паспортных измерений:

1) значение В60, измеренное на монтаже при температуре 295 К (22 °С) составляет 510 МОм.

Значение В60, измеренное на предприятии-изготовителе при температуре 298 К (25 °С) и указанное в паспорте (для этой схемы измерения), составляет 530 МОм.

Разница в температурах измерения

Δt = 298 (25) — 295 (22) = 3.

Коэффициент пересчета в соответствии с табл. 3 К2 = 1,13.

Значение В60, приведенное к температуре 298 К (25°С) (паспортной)

                                                                   (8)

МОм

Приведенное значение В60п составляет:

от паспортных данных;

2) значение В60, измеренное на монтаже при температуре 298 К (25°С), составляет 530 МОм.

Значение В60, измеренное на предприятии-изготовителе при температуре 295 К (22 °С) и указанное в паспорте (для этой же схемы измерения), составляет 450 МОм.

Разница в температурах измерения

Δt = 298 (25) — 295 (22) = 3

Коэффициент пересчета К2 = 1,13. Значение В60, приведенное к температуре 295 К (22° С) (паспортной).

В60п = В60 х К2                                                               (9)

В60п = 530 х 1,13 = 600 МОм

Приведенное значение В60п составляет от паспортных данных.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Справочное

Таблица 5

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИБОРОВ, ОСНАСТКИ И МАТЕРИАЛОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ МОНТАЖЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

* Технологическое оборудование и приборы находятся в стадии разработки или опытной эксплуатации.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. При подготовке к монтажу трансформатора выбор технологического оборудования, приборов, оснастки и материалов необходимо производить, исходя из конкретных условий и особенностей конструкции трансформатора.

2. Допускается применение технологического оборудования, приборов и материалов, не предусмотренных настоящим приложением если их параметры и характеристики не уступают приведенным.

3. Технологическое оборудование и приборы должны быть исправны, иметь технические данные и отметку об очередном техническом освидетельствовании.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Обязательное

ОТБОР И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ДЕТАЛЕЙ МАКЕТА ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АППАРАТА АКОВ-10 ПО ГОСТ 1594-69

1. ОТБОР ОБРАЗЦОВ

1.1. Необходимо подготовить чистый, сухой, герметичный бачок с размерами 100х200х200 мм и крышкой с резиновым уплотнением. При отсутствии бачка подготовить широкогорлый стеклянный сосуд емкостью 3 л, герметизируемый капроновой или стеклянной крышками (удерживаемыми с помощью проволочных замков).

1.2. Через люк, на котором имеется надпись «Макет изоляции», следует достать один комплект образцов: 6 шт. толщиной 0,5 мм; 3 шт. толщиной 1,0 мм; 1 шт. толщиной 3 мм.

1.3. Поместить образцы в бачок с маслом и загерметизировать. Целесообразно использовать масло из того же трансформатора.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Время нахождения образцов на воздухе от открытия люка до герметизации образцов не более 10 мин. Для этого сразу после выемки из трансформатора образцы должны быть временно помещены в сосуд с маслом.

2. Упакованные в соответствии с п. 1.3. образцы допускается транспортировать и хранить не более 7 суток.

3. При отсутствии масла в трансформаторе сосуд с образцами должен быть заполнен маслом, соответствующим требованиям настоящего РД.

2. ПОДГОТОВКА ОБРАЗЦОВ И АППАРАТУРЫ К АНАЛИЗУ

2.1. Необходимо подготовить по две навески массой 40—60 г материала образцов каждой толщины. Рекомендуется взвесить их с точностью до 0,1 г.

Части образцов с приклеенными дистанционными прокладками при проведении опыта не используются. Перед взвешиванием образец необходимо протереть чистой сухой ветошью.

2.2. С помощью ножниц по металлу разрезать образцы на куски, примерно 10х10 мм (образец в 3 мм ножом расслоить по толщине).

2.3. После разделки рекомендуется образец взвесить повторно для оценки приращения массы образца за время разделки.

2.4. При проведении опыта необходимо руководствоваться следующими указаниями:

1) разделку образцов рекомендуется производить в противне или чашке с трансформаторным маслом, либо в помещении, предварительно вымыв руки и вытерев их насухо;

2) неиспользованные в данном опыте образцы хранить в тех же сосудах, в которых их транспортировали;

3) общее время нахождения образцов на воздухе (в процессе разделки) до их помещения в колбу с уайт-спиритом не должно превышать 15 мин;

4) для образцов каждой толщины проводить анализ но двум параллельным пробам.

2.5. Собрать прибор АКОВ-10 с колбой ККНШ 29-1000 по ГОС1 1594-69. Ловушка и холодильник должны быть предварительно промыты и просушены. Для нагрева колбы использовать электроплитку с закрытой спиралью, либо специальный колбонагреватель, включенный в сеть через трансформатор, допускающий плавную регулировку напряжения. Во избежание конденсации в холодильнике влаги из окружающей среды верхней части трубки холодильника необходимо установить патрон с осушителем.

2.6. Приготовить 2 л уайт-спирита по ГОСТ 3134-78. С целью снижения погрешности измерения необходимо применять уайт-спирит с температурой кипения при атмосферном давлении в пределах 443-463 К (170—190 °С).

2.7. Налить в колбу 650—700 мл уайт-спирита и произвести его сушку в этом же приборе, задав с помощью трансформатора и уплотнения верхней части колбы асбестовой тканью нагрев так, чтобы из кососрезанного конца холодильника выделялось 2—4 капли жидкости в секунду. Кипятить в течение 1,5—2 ч. По окончании осушки необходимо промыть и просушить ловушку и холодильник.

2.8. Пробу картона поместить в колбу с просушенным уайт-спиритом (температура последнего не должна превышать 313—323 К (40—50 °С) во избежание испарения воды из образцов до начала анализа).

Примечание. При анализах можно использовать колбы ККНШ-29-500, заполняя колбу уайт-спиритом на 2/3 объема.

3. ПРОВЕДЕНИЕ АНАЛИЗА

3.1. Отрегулировать режим нагрева и произвести кипячение до прекращения видимого увеличения количества воды в ловушке, но не менее 1,5—2 ч.

3.2. Столкнуть в ловушку после окончания перегонки задержавшиеся в трубке холодильника капельки воды при помощи поршня из резины или полиэтилена, надетой на металлический пруток. Диаметр поршня должен быть выбран по внутреннему диаметру кососрезанной трубки холодильника.

4. ОКОНЧАНИЕ АНАЛИЗА И ОБРАБОТКА-РЕЗУЛЬТАТОВ

4.1. Отсоединить ловушку от колбы и столкнуть надетым на пруток поршнем капельки воды со стенок ловушки.

4.2. Поместить ловушку на 20—30 мин. в горячую воду для осветления (если воды в ловушке собралось небольшое количество до 0,3 см3, а уайт-спирит мутный) и снова охладить до температуры окружающего воздуха.

4.3. Вычислить содержание воды (X) в пробе, в процентах, по формуле:

,                                                         (10)

где У — масса воды, собравшейся в ловушке, г; Р1 —масса испытуемого материала до разделки, г;

Δ = Р2 — Р1 — прирост, массы образца за время разделки, г;

Р2 — масса испытуемого материала после разделки, г;

К — коэффициент, учитывающий массу масла, пропитавшего образец (для пропитанного образца К = 0,7, для непропитанного К=1).

4.4 Вычислить остаточную влажность образцов каждого вида материала по формуле:

,                                                            (11)

как среднее арифметическое двух проб,

где X1 и Х2 — влагосодержание двух проб, %.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Одну и ту же порцию уайт-спирита можно использовать в анализах до трех раз.

2. После окончания анализа уайт-спирит из колбы можно слить в сосуд с чистым уайт-спиритом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Обязательное

ПОДСУШКА ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УСТАНОВКИ «ИНЕЙ»

1. ВВЕДЕНИЕ

По данной технологии необходимо производить подсушку изоляции трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум Перед подсушкой масло из бака трансформатора необходимостъ полностью.

Эффективность подсушки обеспечивается при температуре изоляции, на протяжении всей подсушки, не ниже 293 К (20°C). Контроль температуры изоляции необходимо производить по сопротивлению обмотки ВН постоянному току.

Если температура изоляции ниже 293 К (20°С), необходимо произвести дополнительный нагрев, руководствуясь требованиями инструкции по нагреву трансформаторов.

В процессе проведения работ по подсушке следует выполнять требования безопасности, изложенные в настоящем РД.

При отрицательной температуре окружающего воздуха принять меры по исключению конденсации влаги внутри трансформатора и составных частей в соответствии с приложением 10.

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Подготовить технологическое оборудование, приборы и материалы в соответствии с приложением 3 и инструкцией на установку.

Подготовить контейнеры с тепловой изоляцией для транспортирования и хранения двуокиси углерода твердой.

2.2. Рекомендуется собрать схему подсушки в соответствии с черт. 2.’

2.3. Проверить герметичность установки, руководствуясь инструкцией на установку.

3. ПОДСУШКА ИЗОЛЯЦИИ

3.1. Перед началом подсушки необходимо отобрать образцы электрокартона из макета изоляции, установленного внутри трансформатора, и расположить под крышкой трансформатора, в месте, доступном для отбора.

Отбор образцов изоляции производить в соответствии с приложением 4.

3.2. Проверить трансформатор на герметичность в соответствии с приложением 1 и инструкцией на установку.

3.3. Вакуум-насосом предварительного разрежения создать остаточное давление в баке трансформатора не менее 400 Па (3 мм рт. ст.).

3.4. Заполнить охладитель вакуумной установки охлаждающей смесью, руководствуясь инструкцией на установку.

3.5. Включить установку «Иней» и при открытой запорной арматуре 5 и 6 в соответствии с черт. 2, продолжить вакуумирование трансформатора.

3.6. В процессе подсушки необходимо производить следующие работы:

1) добавлять в охладитель установки охлаждающую смесь, поддерживая температуру в нем не выше 203 К (минус 70 °С) ;

2) съем конденсата и измерение воды в нем производить в первые сутки — через 12 ч, в последующие — один раз в сутки, в одно и то же время;

3) одновременно со съемом конденсата необходимо производить проверку герметичности трансформатора в соответствии с приложением 1 и инструкцией на установку.

Снижение значений величины натекания, измеренные при съеме конденсата, свидетельствует об эффективности процесса сушки.

3.7. В процессе подсушки необходимо производить следующие измерения:

1) остаточного давления в трансформаторе — не реже одного раза в 2 ч;

2) температуры охлаждающей смеси в охладителе — не реже одного раза в 2 ч, температура охлаждающей смеси должна быть не выше 203 К (минус 70 °С);

3) все результаты измерений регистрировать в журнале подсушки.

3.8. Подсушку необходимо продолжать до момента, когда:

1) выделение воды в охладителе не будет превышать 0,5 кг в сутки на протяжении последних 48 ч;

2) остаточное давление в баке трансформатора не будет, превышать 26 Па (0,2 мм рт. ст.).

3.9. Закрыть запорную арматуру 6 в соответствии с черт. 2 и произвести заливку трансформатора маслом в соответствии с настоящим РД.

3.10. Отобрать образцы электрокартона толщиной 0,5; 1,0; 3,0 мм, определить их влагосодержание в соответствии с приложением 4, сравнить с влагосодержанием до подсушки. Результаты подсушки считать удовлетворительными, если влагосодержание образцов толщиной 1,0 мм не превышает 1%.

В случае получения неудовлетворительных результатов, повторить подсушку.

3.11. Результаты подсушки оформить актом.

Схема подсушки изоляции с использованием установки «Иней»

1 – трансформатор; 2 – мановакуумметр стрелочный; 3, 5, 6, 9 – запорная арматура;

4 — вакуумметр электронный; 7 – вакуумпровод Ду 100 мм; 8 – установка «Иней»;

10 – вакуумпровод Ду 100 мм; 11 – вентиль вакуумный Ду 100 мм; 12 – насос вакуумный предварительного разрежения

Черт. 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Рекомендуемое

ПОДСУШКА ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ МЕТОДОМ ТЕРМОДИФФУЗИИ

1. ВВЕДЕНИЕ

По данной технологии необходимо производить подсушку изоляции трансформаторов напряжением 110—750 кВ.

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Собрать схему подсушки в соответствии с черт. 3 с учетом требований приложения 3. Обратный клапан в схеме предусмотрен во избежание создания разряжения в емкости.

При отрицательной температуре окружающего воздуха принять меры по исключению конденсации влаги внутри трансформатора и составных частей в соответствии с приложением 10.

2.2. Отобрать образцы электрокартона из макета изоляции, установленного внутри трансформатора и расположить под крышкой трансформатора, в месте доступном для их отбора.

Отбор образцов изоляции производить в соответствии с приложением 4.

2.3. Собрать и загерметизировать трансформатор. Создать в трансформаторе остаточное давление, величина которого указана в эксплуатационной документации на данный трансформатор. При отсутствии таких указаний для трансформаторов 110 кВ величина остаточного давления должна быть 545 30 Па (410 мм рт. ст.) и не более 665 Па (5 мм рт. ст.) для трансформаторов 150— 750 кВ.

Проверить герметичность бака трансформатора в соответствии с приложением 1.

2.4. Залить трансформатор маслом до уровня 150—200 мм ниже крышки бака трансформатора. Трансформаторное масло должно быть в соответствии с табл. 2 п.п. 1—6, 10.

2.5. Довести температуру масла в трансформаторе до 353 К (80 °С), руководствуясь требованиями инструкции по прогреву трансформаторов.

Контроль температуры верхних слоев масла производить термометром манометрическим, установленным на одном из люков в верхней части бака трансформатора. При этом капилляр термометра манометрического необходимо расположить между двумя резиновыми прокладками.

2.6. Прогреть трансформатор при температуре верхних слоев масла 353 К (80°С) и указанном остаточном давлении в течение времени не менее указанного в табл. 6.

Таблица 6

Минимальное время прогрева трансформаторов

2.7. В период прогрева необходимо производить постоянную циркуляцию масла по схеме «низ — верх» бака.

2.8. По окончании прогрева необходимо отключить нагрев и слить масло из бака трансформатора под вакуумом.

Примечание. В случае невозможности слива масла под вакуумом следует произвести слив масла с одновременным заполнением бака азотом или сухим воздухом. После слива масла довести остаточное давление в баке в соответствии с приложением 6 п. 2.3.

2.9. Продолжить подсушку, вакуумируя трансформатор в течение 20—30 ч.

2.10. Произвести заливку трансформатора маслом в соответствии с приложением 1.

2.11. После окончания подсушки проверить влагосодержание образцов изоляции толщиной 0,5; 1,0; 3,0 мм и сравнить полученные результаты со значениями влагосодержания, полученными ранее.

Результаты подсушки следует считать удовлетворительными, если влагосодержание образцов толщиной 1,0 мм не превышает 1%.

В случае получения неудовлетворительных результатов повторить подсушку.

2.12. Результаты подсушки оформить актом.

Схема подсушки

1 – насос вакуумный предварительного разрежения; 2 – промежуточный бак 0,05 м3;

3 – вакуумметр механический; 4 — вакуумметр электронный; 5 – трансформатор;

6 – маслонасос; 7 – емкость для слива масла (объем емкости не менее объема бака трансформатора); 8 – обратный клапан

Черт. 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Рекомендуемое

СУШКА ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ МЕТОДОМ РАЗБРЫЗГИВАНИЯ НАГРЕТОГО МАСЛА

1. ВВЕДЕНИЕ

По данной технологии необходимо производить сушку увлажненных при транспортировании, хранении, монтаже или эксплуатации трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум.

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Для проведения сушки необходимо подготовить.

1) оборудование, приборы и материалы в соответствии с приложением 3;

2) трансформаторное масло массой 10 т, имеющее характеристики, кроме газосодержания и влагосодержания, в соответствии с приложением 1;

3) металлический рукав по ТУ 22.5570-83 для присоединения разбрызгивателей к коллектору длиной 55 м;

4) печи электронагревательные закрытого типа для дополнительного подогрева из расчета 1,5—2 кВт на квадратный метр дна бака тpaнcфоpмaтopa, если сушка производится при отрицательной температуре окружающего воздуха;

5) патрубки для контура нагрева и вакуумирования трансформатора в соответствии с черт. 4, 5. Патрубки системы нагрева и вакуумирования изготовить из стальных труб с внутренним диаметром не менее 100 мм. После изготовления внутреннюю полость патрубков системы нагрева, очистить и промыть трансформаторным маслом;

6) коллектор, разбрызгиватели масла и крепления в соответствии с черт. 6. После сверления отверстий внутренние поверхности разбрызгивателей масла очистить металлическими ершами.

2.2. Установить на активную часть трансформатора разбрызгиватели масла в соответствии с черт. 7.

2.3. Собрать схему нагрева и вакуумирования трансформатора в соответствии с черт. 4, 5. Электронасос циркуляции масла в системе нагрева установить так, чтобы обеспечить на входе насоса подпор столба масла не менее 1 м. Маслоподогреватель установить так, чтобы его верх был ниже уровня масла в баке трансформатора.

2.4. Соединить полость баков контакторa и избирателя устройства РПН с полостью бака трансформатора вакуумным трубопроводом, если это предусмотрено инструкцией на устройство РПН.

2.5 Отобрать из макета образцы изоляции, толщиной 0,5; 1,0; 3,0 мм для определения их влагосодержания перед сушкой. Закрепить на время сушки образцы изоляции к ближайшему, от смотрового люка, прессующему устройству наружной обмотки.

2.6. Проверить герметичность бака трансформатора в соответствии с приложением 1. Проверить герметичность системы нагрева и вакуумирования с помощью течеискателя. Неплотности устранить.

2.7. Залить трансформатор маслом, отвечающим требованиям п. 2.1. до уровня верхних полок нижних ярмовых балок.

2.8. Отобрать пробу масла из трансформатора и произвести проверку пробивного напряжения, влагосодержания, механических примесей, кислотного числа, температуры вспышки.

2.9. Проверить направление вращения электронасоса циркуляции масла в системе нагрева.

2.10. Утеплить бак трансформатора и закрыть поддонное пространство асбестовой тканью.

3. СУШКА

3.1. Включить вакуумную установку, открыть запорную арматуру на вакуумпроводе и вакуумировать трансформатор.

3.2. При достижении в баке трансформатора остаточного давления не более 399 Па (3 мм рт. ст.) включить электронасос циркуляции масла в система нагрева, включить маслоподогреватель, включить (если температура окружающего воздуха ниже 288 К (15 °С) подогрев дна, заполнить охладитель вакуумной установки охлаждающей смесью.

3.3. Нагреть трансформатор при остаточном давлении не более 399 Па (3 мм рт. ст.) до температуры 353—358 К (80—85 °С) обмотки BH в течение не менее 48 ч. Измерение температуры обмотки ВН (одной из фаз) производить по сопротивлению ее постоянному току после достижения температуры 348—353 К (75—80 °С) масла на выходе из бака трансформатора.

3.3.1. Следить, чтобы температура масла на выходе из маслоподогревателя не превышала 368 К (95 °С).

3.3.2. Поддерживать температуру охлаждающей смеси вакуумной установки не выше 203 К (минус 70 °С).

3.3.3. Отбирать из охладителя вакуумной установки конденсат воды и масла через каждые 24 ч нагрева.

3.4. После достижения температуры 348—353 К (75—80 °С) масла на выходе из бака трансформатора и температуры 353—358 К (80—85 °С) обмотки ВН, но не ранее чем через 48 ч, отключить маслоподогреватель, электронасос циркуляции масла, отобрать из охладителя вакуумной установки конденсат.

3.5. Продолжать вакуумирование трансформатора, не отключая подогрев дна, при остаточном давлении не более 53 Па (0,4 мм рт. ст.) в течение не менее 24 ч.

Схема нагрева трансформатора

1 – трансформатор; 2 – тепловая изоляция; 3 – разбрызгиватель масла; 4 – коллектор;

5 – маслопровод гибкий; 6 – маслопровод Ду 100 мм; 7 – масло трансформаторное;

8 – запорная арматура бака трансформатора; 9 – патрубок Ду 125 мм; 10 – маслонасос;

11 – маслонагреватель; 12 – термометр показывающий сигнализирующий; 13 – фильтр;

14 – запорная арматура Ду 100 мм.

Черт. 4

Схема вакуумирования трансформатора

1 – вакуумметр механический; 2 — вакуумметр электронный; 3, 4 – запорная арматура;

5, 12, 15 – вакуумпровод Ду 100 мм; 6 –трансформатор; 7 – теплоизоляция; 8, 10, 14 – затвор вакуумный Ду 100 мм; 9 – установка «Иней»; 11 – насос вакуумный ДВН; 13 – промежуточный бак 0,05 м; 16 – насос вакуумный предварительного разрежения.

Черт. 5

Конструкция коллектора, разбрызгивателей масла и их крепления

1 – струбцина; 2 – болт М12х70; 3 –коллектор

Черт. 6

Схема установки разбрызгивателей масла на активной части трансформатора

1 – разбрызгиватель; 2 – верхняя ярмовая балка.

Черт. 7

3.5.1. Поддерживать температуру охлаждающей смеси вакуумной установки не выше 203 К (минус 70 °С).

3.6. Через 24 ч вакуумироваиия измерить температуру обмотки ВН и отобрать конденсат из охладителя вакуумной установки.

3.7. Продолжать сушку трансформатора, повторяя выполнение операций по пп. 3.3—3.6 до тех пор, когда выделение конденсата воды в охладителе вакуумной установки будет составлять не более 0,3 л за 24 ч. при температуре изоляции (по сопротивлению постоянному току обмотки ВН) не ниже 323 К (50 °С).

Примечание. Продолжительность времени повторных нагревов трансформатора до температуры 353—358 К (80—85 °С) обмотки ВН не нормируется.

3.8. После достижения выделения конденсата воды 0,3 л (и менее) за 24 ч вакуумирования при остаточном давлении не более 53 Па (0,4 мм рт. ст.) включить электронасос циркуляции масла в системе нагрева и, продолжая вакуумирование при остаточном давлении 399 Па (3 мм рт. ст.), охладить трансформатор до температуры обмотки ВН, равной 313—318 К (40—45 °С).

3.9. Производить в процессе сушки, с занесением результатов в журнал, следующие измерения:

1) температуры обмотки ВН по сопротивлению постоянному току при достижении температуры 348—353 К (75—80 °С) масла на выходе из бака трансформатора;

2) температуры масла на выходе из маслоподогревателя (при нагреве) — через каждый час;

3) температуры масла на выходе из бака трансформатора (при нагреве) — через каждый час;

4) остаточного давления в баке трансформатора — через каждый час;

5) количество конденсата воды и масла — при вскрытии охладителя вакуумной установки.

4. ДЕМОНТАЖ СИСТЕМЫ НАГРЕВА И ЗАЛИВКА ТРАНСФОРМАТОРА МАСЛОМ

4.1. При температуре 313—318 К (40—45°С) обмотки ВН снять вакуум и разгерметизировать трансформатор, соблюдая требования настоящего РД по условиям разгерметизации.

4.1.1. Отобрать пробу масла из трансформатора и определить U пр. tgδ, количественное содержание механических примесей, влагосодержание, кислотное число, температуру вспышки.

4.1.2. Слить полностью масло из трансформатора в отдельную емкость. Остатки масла слить через пробку на дне бака.

4.1.3. Достать из бака трансформатора образцы изоляции, установленные на активной части на время сушки и определить их влагосодержание, которое должно быть не более 1%.

4.1.4. Удалить из бака разбрызгиватели масла с гибкими маслопроводами, снять коллектор разбрызгивателей, отсоединить от трансформатора систему нагрева, смонтировать на трансформаторе неустановленные составные части.

4.1.5. Загерметизировать бак трансформатора, визуально проверить состояние и затяжку уплотнений.

4.1.6. Проверить герметичность трансформатора, руководствуясь требованиями настоящего РД.

4.1.7. Залить трансформатор маслом в соответствии с приложением 1.

4.2. Результаты сушки оформить актом.

Приложение 8

Обязательное

РЕВИЗИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ПОДЪЕМОМ СЪЕМНОЙ ЧАСТИ БАКА ИЛИ АКТИВНОЙ ЧАСТИ

1. ТРЕБОВАНИЯ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕВИЗИИ

1.1. Ревизия с подъемом съемной части бака или активной части трансформатора производится при нарушениях требований настоящего РД по транспортированию, разгрузке и хранению, а также при других нарушениях, могущих привести к повреждениям внутри бака трансформатора.

Под ревизией понимается совокупность работ по вскрытию, осмотру, проверке, устранению замеченных неполадок и герметизации трансформатора.

1.2. Продолжительность и условия проведения ревизии с подъемом съемной части бака или активной части трансформатора должны соответствовать требованиям разд. 6 настоящего РД.

Особое внимание необходимо уделить предохранению изоляции трансформатора от попадания на нее пыли и других посторонних частей и aтмocфеpныx осадков.

Рекомендуется проводить ревизию в закрытых помещениях, где можно создать необходимые условия.

Работы при ревизии производить в соответствии с приложением 8, а для трансформаторов, имеющих конструктивные особенности, необходимо дополнительно руководствоваться требованиями эксплуатационной документации.

2. ОБЪЕМ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАБОТ

2.1. Необходимо установить трансформатор по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака по разъему.

2.2. Снять заглушки на крышке и стенках бака трансформатора. При разбалчивании заглушек отпускать болты равномерно по всему периметру разъема.

2.3. Удалить цилиндры маслонаполненных вводов, закрепленные на заглушках. Во время ревизии цилиндры вводов хранить в масле или герметичной упаковке.

2.4. Снять транспортные крепления активной части к баку, ослабить распорные элементы.

2.5. Снять приводы и изоляционные валы устройств РПН и ПБВ, если они препятствуют подъему активной части или съемной части бака трансформатора.

Снятые приводы и изоляционные валы необходимо пофазно замаркировать.

Во время ревизии изоляционные валы устройств РПН и ПБВ необходимо хранить в масле или герметичной упаковке.

2.6. Проверить крепление отводов.

Отводы должны быть отсоединены и подвязаны так, чтобы не мешать подъему активной части или съемной части бака трансформатора.

2.7. Отсоединить заземление активной части на бак и отводы трансформаторов тока, если они препятствуют подъему активной части или съемной части бака трансформатора.

2.8. Перед подъемом крышки или съемной части бака трансформатора необходимо отсоединить и закрепить устройства РПН, руководствуясь указаниями эксплуатационной документации.

2.9. Снять крышку и поднять активную часть или снять съемную часть бака. При разбалчивании крышки или съемной части бака необходимо отпускать болты равномерно по всему периметру разъема.

Подъем производить в строгом соответствии с указаниями габаритного чертежа трансформатора. При подъеме следить, чтобы зазор между баком и активной частью был по всему периметру. Подъем с перекосом запрещается.

2.10. Установить активную часть на деревянных подкладках, выложенных горизонтально по уровню. Запрещается производить работы, если активная часть или съемная часть бака находится «на весу».

2.11. Установить временные стеллажи с перилами, обеспечивающими удобную и безопасную работу при ревизии активной части и работах на съемной части бака.

При работах на активной части использование в качестве опор отводов, деревянных креплений, обмоток или изоляционных деталей трансформатора не допускается.

2.12. Проверить затяжку доступных стяжных шпилек и полубандажей ярем, креплений отводов, барьеров, устройств РПН и ПБВ, магнитных шунтов съемной части бака и активной части трансформатора.

Ослабления устранить.

2.13. Проверить силы осевой прессовки обмоток, которые должны соответствовать значениям, указанным в эксплуатационной документации на данный трансформатор. При необходимости силы осевой прессовки довести до норм.

Проверку осевой прессовки и подпрессовку обмоток трансформаторов мощностью более 80 МВА производить с использованием гидродомкратов.

Проверку осевой прессовки и подпрессовку обмоток трансформаторов мощностью до 80 МВА допускается производить моментными ключами.

Осевую прессовку обмоток производить равномерно по всей окружности. После проверки и подпрессовки необходимо затянуть контргайки элементов прессовки.

2.14. Проверить затяжку и подтянуть разъемные соединения отводов, затянуть контргайки.

2.15 Осмотреть изоляцию доступных частей обмоток, отводов, цилиндров, установку вводов и других изоляционных элементов. Замеченные повреждения устранить.

2.16. Осмотреть состояние доступных контактных поверхностей устройств РПН.

2.17. Удалить остатки масла со дна бака. Промыть и очистить доступные внутренние части бака.

2.18 После выполнения всех указанных работ на активной части необходимо произвести следующие измерения и проверки;

1) проверку схемы заземления согласно чертежу;

2) измерение сопротивлений изоляции всех доступных стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярем (в том числе вертикальных ярем разветвленных магнитопроводов) относительно активной стали и ярмовых балок;

3) измерение сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок;

4) измерение сопротивления изоляции ярмовых балок относительно активной стали;

5) измерение сопротивления электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода. Одновременно необходимо проверить наличие цепи между заземляющими шинками экрана.

Измеренные сопротивления должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление ярмовых балок относительно активной стали — не менее 0,5 МОм.

После проведения указанных измерений необходимо восстановить схему заземления, руководствуясь эксплуатационной документацией.

2.19 Промыть активную часть струей горячего трансформаторного масла. Характеристики масла должны быть в соответствии с табл. 2 по п.п. 1—6.

2.20. Установить активную часть на дно или в бак трансформатора и установить на место крышку или съемную часть бака.

2.21. Восстановить заземление активной части на бак.

2.22. Установить вводы и подсоединить к ним отводы. Визуально проверить правильность подсоединения.

2.23. Произвести оценку состояния изоляции трансформатора, монтаж и заливку маслом, руководствуясь требованиями настоящего РД.

2.3. Результаты ревизии оформить актом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Обязательное

ПРЕДОХРАНЕНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ОТ УВЛАЖНЕНИЯ ПУТЕМ ПОДАЧИ В БАК ОСУШЕННОГО ВОЗДУХА ПРИ РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1. ВВЕДЕНИЕ

Монтаж трансформаторов по данной технологии допускается производить при отсутствии осадков, тумана и относительной влажности не более 90%.

При производстве работ, необходимо выполнять указания о мерах безопасности в соответствии с разд. 2 настоящего РД.

2. ПОДГОТОВКА К РАБОТЕ

2.1. Необходимо подготовить оборудование и приборы в соответствии с приложениями 3, 10.

2.2. Подготовить брезент для закрытия люков на баке трансформатора.

2.3. Проверить готовность установки осушки воздуха к работе.

3. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3.1. Для трансформаторов, транспортируемых без масла.

3.1.1. Необходимо подсоединить установку осушки воздуха к нижней запорной арматуре на баке трансформатора, приняв меры по предотвращению попадания воздуха из окружающей среды в магистраль сухого воздуха.

3.1.2. Включить установку для осушки воздуха и, подавая в бак сухой воздух, одновременно приступить к разгерметизации трансформатора. Подачу сухого воздуха в бак трансформатора следует производить непрерывно на протяжении всего времени разгерметизации. При этом учитывать, что данная технология не полностью предохраняет изоляцию от увлажнения, а лишь значительно замедляет процесс увлажнения. Поэтому во время разгерметизации трансформатора необходимо соблюдать следующие требования:

1) организовать работы таким образом чтобы сократить до минимума время нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии. Общее время разгерметизации не должно превышать 100 ч., а время разгерметизации больших люков под трансформаторы тока и вводы — 3 ч. каждый;

2) производить вскрытие люков и установку составных частей поочередно по одному. Непосредственно после снятия заглушки, до установки очередной составной части, необходимо прикрыть люк брезентовым полотном. Прикрытие должно обеспечивать защиту разгерметизированного бака от прямого попадания в него окружающего воздуха, что особенно важно в ветреную погоду;

3) вскрытие смотрового люка для проникновения человека в бак трансформатора должна производиться на возможно короткое время, прикрывая его предварительно изготовленным картонным щитом;

4) не допускать одновременно вскрытие смотрового и монтажного люков с противоположных сторон бака.

3.1.3. В процессе разгерметизации в начале работ, а затем через каждые 4 ч., измерять точку росы выходящего из установки воздуха. Точка росы должна быть не выше 223 К (минус 50 °С). При отрицательных температурах окружающего воздуха необходимо дополнительно руководствоваться требованиями в соответствии с приложением 10.

3.1.4. После окончания монтажных работ, либо в случае необходимости проведения работ в несколько этапов, должны быть выполнены следующие операции:

1) закрыть и уплотнить все заглушки и люки;

2) открыть воздухоспускные пробки, расположенные в верхней части бака и в установленных составных частях;

3) продуть бак трансформатора сухим воздухом при помощи установки осушки воздуха, закончить продувку, когда точка росы воздуха, выходящего из верхней запорной арматуры на баке трансформатора, будет не выше 228 К (минус 45 °С);

4) закрыть все пробки и запорную арматуру на трансформаторе, создать в баке избыточное давление сухого воздуха в пределах 10—30 кПа (0,1—0,3 кгс/см2);

5) контролировать давление воздуха в баке в процессе хранения трансформатора.

3.2. Для трансформаторов, заполненных маслом.

3.2.1. Работы по установке составных частей без слива масла, при разгерметизации-трансформатора, необходимо производить, в соответствии с п.п. 3.1.2—3.1.4, подсоединив установку осушки воздуха к запорной арматуре в верхней части бака.

3.2.2. Слить трансформаторное масло, с одновременным заполнением бака трансформатора сухим воздухом из установки осушки воздуха, создать избыточное давление 10—30 кПа (0,1—0,3 кгс/см2).

3.2.3. Последующие работы по разгерметизации и монтажу составных частей следует производить в соответствии с п.п. 3.1.1—3.1.4.

3.2.4. Общее время работ по п.п. 3.2.1 и 3.2.3. должно быть не более 100 ч.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

Обязательное

ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА ТРАНСФОРМАТОРОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ ОКРУЖАЮЩЕГО ВОЗДУХА

1. ВВЕДЕНИЕ

При выполнении работ в условиях отрицательной температуры окружающего воздуха для обеспечения требуемого состояния трансформаторов необходимо принимать специальные меры, которые должны исключать возможность конденсации и вымораживание влаги внутри трансформатора и составных частей, учитывать изменения свойств применяемых материалов, снижение надежности работы технологического оборудования, точность измерения применяемыми приборами и другие.

2. ТРЕБОВАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ НАИБОЛЕЕ ОТВЕТСТВЕННЫХ МОНТАЖНО-НАЛАДОЧНЫХ ОПЕРАЦИЙ

2.1. В случае нарушения условий хранения маслоохладителей системы охлаждения вида «ДЦ» (разгерметизация, хранение на открытом воздухе более года), необходимо осушить их внутреннюю поверхность горячим, не ниже 353 К (80 °С), воздухом в течение не менее 5 ч.; либо вскрыть нижнюю и верхнюю крышки маслоохладителя и произвести осмотр на отсутствие льда.

2.2. При разгерметизации защиту изоляции трансформаторов от увлажнения производить:

1) при температуре окружающего воздуха до 263 К (минус 10 °С) в соответствии с требованиям п.п. 6.2.2; 6.2.3;

2) при температуре окружающего воздуха от ниже 263 до 253 К (от минус 10 до минус 20 °С) точка росы осушенного воздуха, подаваемого в бак трансформатора, должна быть не выше 213 К (минус 60 °С);

3) при температуре окружающего воздуха ниже 253 К (минус 20 °С) перед разгерметизацией с использованием осушенного воздуха необходимо произвести прогрев трансформатора до температуры, обеспечивающий в конце разгерметизации температуру активной части не менее 273 К (0 °С), при этом подаваемый в бак трансформатора осушенный воздух должен иметь температуру точки росы не выше 223 К (минус 50 °С). При данной температуре допускается разгерметизация всех трансформаторов без применения установки осушенного воздуха с предварительным прогревом трансформатора в соответствии с п. 6.2.3, руководствуясь инструкцией по прогреву трансформатора.

2.3. При монтаже составных частей (изоляционных цилиндров, установок трансформаторов тока, устройств РПН, высоковольтных вводов) в случаях резкого повышения температуры окружающего воздуха (до положительных температур) необходимо, принять меры по предотвращению конденсации влаги на них. Для этого приставные устройства РПН и изоляционные цилиндры, находящиеся в транспортных баках, перед монтажом прогреть трансформаторным маслом до положительной температуры, а токоведущие трубы высоковольтных вводов, установки трансформаторов тока просушить путем продувки горячим 353 К (80 °С) воздухом.

Поверхности изоляционных цилиндров и поверхность вводов, устанавливаемую в масло, протереть насухо, после чего производить их установку на трансформатор.

2.4. С целью исключения конденсации влаги на внутренних поверхностях бака трансформатора, незаполненных маслом, при прогреве, подсушке и сушке произвести утепление бака асбестовой, тканью таким образом, чтобы верх бака трансформатора, установки трансформаторов тока, газоотводящие трубы, вакуумный трубопровод и трубы системы охлаждения имели положительную температуру.

2.5. При проведении подсушки изоляции с применением установки «Иней» трансформатор необходимо прогреть до температуры, обеспечивающей в конце подсушки температуру активной части не ниже 293 К (плюс20°С).

2.6. При испытаниях и наладке трансформаторов е устройством РПН переключение контактора производить при температуре масла не ниже 248 К (минус 25 °С).

2.7. В связи с понижением эластичности резиновых прокладок затяжку их необходимо производить плавно и равномерно по периметру во избежание появления трещин в теле резины. Новые прокладки перед установкой должны быть выдержаны в теплом помещении в течение не менее 2 ч., обезжирены и высушены.

2.8. При предварительной оценке увлажнения изоляции необходимо учитывать, что при охлаждении растворенная в масле трансформатора влага переходит во взвешенное состояние и выпадает в осадок. Для отечественных масел максимально возможно содержание растворенной в них влаги при охлаждении значительно уменьшается и при низких, температурах может быть меньше указанных в настоящем РД нормированных значений, по которым производится оценка увлажнения трансформаторов. В результате при удовлетворительных значениях параметров масла контролируемых в период предварительной оценки изоляции трансформатора, не исключается возможность наличия в трансформаторе значительного количества влаги. При предварительной оценке состояния изоляции в условиях отрицательных температур особое внимание следует уделять проверке герметичности трансформатора.

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

Рекомендуемое

Таблица 7

Определение относительной влажности и точки росы воздуха по его температуре и разности показаний «сухого» и «влажного» термометров

Монтаж, пуск наладка трансформаторов

Монтаж силовых трансформаторов должен выполняться специализированными бригадами под руководством высококвалифицированных прорабов и мастеров, имеющих опыт по монтажу трансформаторов, в строгом соответствии с ТТМ 16.800.723-80

Работы по монтажу силового трансформатора подразделяются на следующие этапы: выгрузка силового трансформатора с железнодорожной платформы или транспортера после прибытия с завода; транспортировка силового трансформатора от места выгрузки до места установки; хранение силового трансформатора и его частей на месте установки до начала монтажа; подготовительные работы к монтажу; проверка состояния изоляции обмоток силового трансформатора, установка его на фундамент и монтаж силового трансформатора, его охлаждающей системы, а также обработка масла и заливка маслом силового трансформатора; испытания силового трансформатора в процессе и по окончании монтажа, пробное включение силового трансформатора в эксплуатацию вхолостую и под нагрузкой.

Разгрузка и транспортировка трансформаторов.

До прибытия силового трансформатора с завода производят его осмотр и выгрузку. При осмотре проверяют крепление трансформатора, состояние бака, вводов, узлов системы охлаждения, которые не должны иметь механических повреждений При наличии повреждений составляют акт, который подписывают представители заказчика, монтажной организации и МПС. На электростанциях и подстанциях, имеющих железнодорожные подъездные пути, трансформатор подается на транспортере в машинный зал для разгрузки мостовыми кранами или на железнодорожные пути ОРУ для разгрузки на шпальную клеть или на собственные каретки трансформатора.

Если нет возможности доставки трансформатора прямо на подстанцию, то их разгружают на шпальную клеть на ближайшей железнодорожной станции. Площадка под шпальную клеть должна быть хорошо спланирована и облегчать дальнейшую транспортировку трансформатора. После устройства шпальной клети трансформатор освобождают от креплений и устанавливают под него согласно габаритному чертежу гидродомкраты. Силовые трансформаторы поднимают на 150—200 мм и под каждую пару кареток подводят рельсы, смазанные тавотом. трансформатор опускают на рельсы. Стягивание трансформатора по рельсам на шпальную клеть производят трактором или лебедкой с помощью полиспаста, который крепится к стропу трансформатора с одной стороны и к якорю или бульдозеру с другой (рисунок 1).

Рисунок 1. – Схема разгрузки трансформатора на шпальную клеть: 1 – трансформатор; 2 – железнодорожный транспортер; 3 – трактор; 4 – бульдозер; 5 – блок полиспастовый; 6 – трос; 7,8 – стропы; 9 – основная шпальная клеть; 10 – рельсы; 11 – дополнительная шпальная клеть

Одним из способов перевозки трансформатора от места разгрузки до места установки является транспортировка их на автотрейлерах, буксируемых тягачами по трассе с твердым покрытием или спланированной фунтовой дороге. Продольные уклоны дорог не должны превышать 8 %, а радиусы поворотов не должны быть меньше 15 м. При отсутствии трейлера или незначительном расстоянии перемещения (менее 1 км) рекомендуется транспортировка трансформатора на инвентарных катках или санях. В первом случае около шпальной клети выкладывают сплошной настил из досок толщиной 40—60 мм, на котором размещают деревянные или металлические катки диаметром 100—200 мм; на катки укладывают четыре деревянных полоза, на которые наталкивается трансформатор. Транспортировка производится трактором через полиспаст. Транспортировка на санях требует больших тяговых усилий для перемещения (4—10 тракторов) и зависит от массы трансформатора. Конструкция саней должна соответствовать ТУ, согласованным с заводом-изготовителем трансформатора.

Хранение трансформаторов и их узлов

Основную номенклатуру трансформаторов составляют масляные трансформаторы, в которых в качестве диэлектрика и охлаждающей жидкости служит трансформаторное масло. Сухие трансформаторы, выпускаемые сравнительно небольшой мощности, используют только в закрытых помещениях (рисунок 2).

Рисунок 2.- Трехфазный сухой трансформатор напряжения ТС

При длительном нахождении активной части трансформатора без масла происходит ухудшение состояния изоляции. Поэтому в случаях, когда работы по монтажу трансформатора не могут быть начаты немедленно, необходимо организовать хранение трансформатора и его частей.

Правильное хранение трансформатора сокращает сроки монтажных работ, сберегает дорогостоящее оборудование, является одним из основных условий, обеспечивающих включение трансформатора без сушки. У трансформаторов, транспортируемых с установленным расширителем, полностью залитых маслом, не позднее чем через 10 дней после прибытия должен быть произведен внешний осмотр, при котором необходимо проверить: уровень масла, пробивное напряжение масла, тангенс угла диэлектрических потерь масла из бака трансформатора, влагосодержание масла. У трансформаторов, транспортируемых без установленного расширителя, не полностью залитых маслом, проверяют герметичность надмасляного пространства (наличие избыточного давления или вакуума), пробивное напряжение, tgφ и влагосодержание масла трансформатора.

У трансформаторов, транспортируемых без масла, с автоматической подпиткой азотом проводят внешний осмотр, проверяют наличие избыточного давления внутри бака, пробивное напряжение, tgφ и влагосодержание остатков масла в баке трансформатора, пробивное напряжение и влагосодержание масла в баке контактора устройства РПН. Характеристики масла должны соответствовать требованиям, предъявляемым к маслу трансформаторов, транспортируемых полностью залитыми маслом по ГОСТ 982-80, 10121-76,ТУ 38.101890-81, ТУ 38.101281-80. Необходимо принять меры к устранению причин, вызывающих ухудшение состояния изоляции, и ускорить начало монтажа трансформатора. Хранение трансформатора без масла или с маслом без расширителя допускается на срок не более 3 месяцев при наличии избыточного давления азота или сухого воздуха. При более длительном, чем 3 месяца, хранении следует заполнить бак трансформатора сухим маслом и создать в баке давление, установив расширитель, соединенный с окружающей средой через воздухоосушитель, заполненный силикагелем. Трансформаторы тока должны храниться под навесом в собственных кожухах, герметически закрытых и залитых сухим маслом с пробивным напряжением не ниже 30 кВ. Комплектующая аппаратура, крепеж, инструмент, вводы хранятся в заводской упаковке в закрытом сухом помещении.

Оборудование маслоохладительного хозяйства может храниться под навесом на открытом воздухе: охладители и термосифонный фильтр с заглушёнными патрубками, вентиляторы с электродвигателями в водонепроницаемой бумаге в ящиках, электронасосы, заполненные на 3/4 объема маслом и с закрытыми заглушками обоих патрубков.

Подготовительные работы по монтажу трансформаторов.

До начала монтажа трансформатора выполняют следующие работы:

1) фундамент под трансформатор. помещение трасформаторно — масляного хозяйств (ТМХ), баки для хранения масла с коммуникациями маслопроводов, железнодорожные пути вдоль СТ и ТМХ, противопожарный водопровод и другие устройства принимают под монтаж от строительной организации по акту;

2)монтажные механизмы, аппараты и инвентарные устройства, необходимые для монтажа в соответствии с ППЭР и технологической картой, доставляют на монтажную площадку, испытывают и подготавливают к работе; 3)трансформаторное масло в необходимом количестве просушивают и заливают в баки, оборудованные масломерным устройством и системой «дыхания»;

4)подбирают необходимые средства пожаротушения и организуют противопожарный пост на время прогрева или сушки трансформатора.

Монтаж трансформаторов начинают с подготовки всех комплектующих его узлов, подлежащих монтажу. К таким узлам относятся вводы, система охлаждения, встроенные трансформаторы тока, термосифонные фильтры, газовые реле, реле уровня масла, расширитель, выхлопная труба и пр. Встроенные трансформаторы тока, хранящиеся залитыми маслом в кожухах, подвергают проверке соответствия их характеристик паспортным данным. После вскрытия трансформаторы тока могут находиться на открытом воздухе не более 24 часа.

Термосифонные фильтры перед установкой на трансформатор разбирают, очищают, промывают сухим трансформаторным маслом и засыпают силикагелем марки КСК (крупный силикагель крупнопористый), дробленым или гранулированным силикагелем по ГОСТ 3056-74. Размер зерен в пределах 2,5—7 мм. Возможно также использование активной окиси алюминия сорта А-1. Перед засыпкой силикагель подвергают сушке 8 ч при температуре t = 140 «С или в течение 2 ч при t = 300 °С. Расширитель и выхлопную трубу испытывают на чистоту и герметичность. Газовое реле проверяют перед установкой в лаборатории наладочной организации или службы эксплуатации. Система охлаждения масла типа М применяется для трансформатора мощностью до 10 000 кВ-А и подготовки до монтажа не требует, так как радиаторы уже смонтированы на трансформатор (рисунок 3).

1 — Ввод НН; 2 — ввод ВН; 3 — маслорасшеритель; 4 — табличка паспортная; 5 — петли подъемные; 6 — пробка для слива масла; 7 — привод переключателя; 8 — воздухоосушитель; 9 — пробка для заливки масла; 10 — клемма заземления; 11 — маслоуказатель; 12 – радиатор.

Рисунок 3. — Трансформатор трехфазный с естественным масляным охлаждением

Система охлаждения типа Д используется для трансформаторов напряжением 35, 110 и 220 кВ мощностью более 10000 кВ • А (рисунок 4).

1 – ввод ВН;2 – ввод НН;3 – ввод ВН нулевой;4 – расширитель;5 – кожух контакторов;6 – привод механизма РПН;7 – электродвигатель дутья;8 – каретка поворотная; 9 – каток; 10 – упоры для подъема трансформатора; 11 – пробка для сливов отстоев масла; 12 – кран для пробы масла

Рисунок 4. — Трансформатор трехфазный масляный с дутьем

При подготовке этой системы необходимо сделать ревизию электродвигателей, промыть радиаторы горячим маслом при температуре t = 50— 60 °С с помощью фильтр-пресса или центрифуги, испытать радиаторы давлением столба масла, распаковать и отревизовать шкаф питания электродвигателей. Система охлаждения типа ДЦ применяется для мощных трансформаторов от 90 000 кВА и выше. При подготовке системы к монтажу делают ревизию электродвигателей и вентиляторов, распаковывают, промывают и испытывают электронасос трансформаторным маслом под давлением Р = 0,2 МПа. Также промывают горячим маслом и спрессовывают под давлением все трубы и узлы охлаждающего устройства. До установки трансформатора производят осмотр кареток и катков, их очистку и смазку тавотом. Под специальные площадки трансформатор устанавливают гидродомкраты, трансформатор приподнимают и под него подводят и устанавливают каретки с катками. После этого трансформатор плавно опускают домкратами на рельсовый путь. Выполняется предварительная оценка состояния изоляции и решается вопрос о включении трансформатора под напряжение без сушки.

Влагосодержание образца изоляции, закладываемого в трансформатор толщиной 3 мм, должно быть не более одного процента.

Ревизия трансформаторов

Ревизия трансформаторов с подъемом съемной или активной части производится в том случае, если были нарушены условия выгрузки, хранения или транспортировки, что могло привести к повреждениям внутри бака. Продолжительность и условия проведения ревизии должны соответствовать следующим требованиям (Инструкция РГМ 16.800.723-80):

а)температура активной части в процессе ревизии должна быть не ниже 10°С и превышать точку росы окружающего воздуха не менее чем на 10 °С при слитом масле и на 5°С без слива масла; б) время нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии не должно превышать 12 ч при слитом масле и 20 ч без слива масла; в)относительная влажность окружающей среды не должна превышать 85 %. Ревизией называют совокупность работ по вскрытию, осмотру, проверке и устранению замеченных неисправностей, герметизации активной части трансформатора. Рекомендуется проводить ревизию в закрытом помещении, где можно создать необходимые условия. При ревизии трансформатора работы нужно выполнять в следующем порядке: снять заглушки на крышке и стенах бака и вытащить бакелитовые цилиндры, отсоединить валы переключателей, снять транспортные крепления активной части, отсоединить заземление; застропить активную или съемную часть, разболтить периметр съемной части или крышку, поднять съемную часть («колокол») или активную часть; установить активную часть трансформатора на деревянных прокладках горизонтально и собрать временные инвентарные леса; проверить затяжку стяжных шпилек, ярем, креплений отводов, переключающих устройств, винтов и домкратов осевой прессовки обмоток; осмотреть изоляцию элементов и устранить неисправности; осмотреть состояние контактных поверхностей переключателей; промыть активную часть сухим горячим трансформаторным маслом; произвести измерения и проверку схем заземления, сопротивления изоляции конструктивных элементов; опустить активную часть в бак и установить крышку бака или съемную часть, восстановить схему заземления; произвести герметизацию разъемов крышки или съемной части, равномерно подтягивая болты по всему периметру. Дальнейший монтаж трансформатора и заливку его маслом после ревизии следует производить согласно указанному ниже.

Монтаж составных частей, требующих разгерметизации бака трансформатора

После выполнения подготовительных работ трансформатор подается по рельсовому пути либо в мастерскую ТМХ, либо в машзал на фундамент или монтажную крестовину.

Монтаж составных частей трансформатора ведут без ревизии активной части и подъема «колокола», если не было нарушений условий транспортировки, выгрузки с повреждениями внутри бака трансформатора и хранения их. Разгерметизацию трансформатора для установки составных частей (вводов, цилиндров, ТТ) следует производить в ясную сухую погоду. До этого следует подготовить рабочее место: установить подмости, стеллажи, ограждения. При разгерметизации принимаются меры к предохранению изоляции от увлажнения в процессе монтажа. Очень эффективным устройством, значительно замедляющим процесс увлажнения изоляции при разгерметизации, является установка осушки воздуха «Суховей». Установка «Суховей» служит для глубокой осушки и очистки от механических примесей воздуха, используемого для подачи в бак трансформатора при его вскрытии, и производстве ревизии активной части. Опыт применения такой установки показывает, что воздух, прошедший через установку «Суховей», во много раз меньше увлажняет твердую изоляцию активной части трансформатора. Время разгерметизации в этом случае может быть значительно увеличено, но при этом не должно превышать 100 ч, а допустимое время разгерметизации больших люков под трансформаторы тока и вводы – 3 ч на каждый. Работы во время разгерметизации трансформатора следует вести по разработанному часовому графику и выполнять с большой осторожностью и аккуратностью во избежание загрязнения внутреннего объема бака и падения внутрь инструментов и посторонних предметов. Монтаж составных частей трансформатора производят в следующем порядке. Удаляют из бака бакелитовые цилиндры вводов и крепеж к ним. Снимают транспортные детали и детали крепления отводов Проводят внешний осмотр креплений активной части и состояния механизма и контактов устройства РПН. Устанавливают патрубки вводов, встроенные ТТ. При установке вводов 110 кВ трансформатора мощностью до 100 МВА масло сливать не требуется. Для установки ввод следует застропить, поднять, произвести центровку над патрубком, опустить, закрепить его и присоединить токоведущий стержень к отводу обмотки. При монтаже герметичных вводов перед установкой необходимо проверить и отрегулировать давление масла во вводе, обратить особое внимание на правильное размещение и установку соединительных трубок, а также контрольных манометров. При монтаже наклонных вводов строповка, подъем и установка вводов выполняются с помощью специальной траверсы, полиспаста или талрепов. После окончания монтажа внутренних частей остатки трансформаторного масла сливают (у трансформаторов, транспортируемых без масла) через донную пробку и герметизируют бак для последующего вакуумирования и заливки или доливки масла в трансформатор.

Монтаж охлаждающей системы и других частей трансформатора

При монтаже системы охлаждения типа Д на баке трансформатора устанавливают кронштейны и распределительные коробки; на кронштейнах – электродвигатели с вентиляторами, монтируют электрическую схему питания, размещают радиаторы и открывают их краны. Мегаомметром на 500 В проверяют сопротивление изоляции электрических цепей (0,5 МОм), вращение крыльчатки вентиляторов (возможна проверка от руки). Крыльчатки должны свободно вращаться и не иметь вибрации. Система охлаждения типа ДЦ поставляется в навесном или выносном исполнении. При навесном исполнении на месте монтажа устанавливают охладители на бак трансформатора и соединяют с ним трубами. При выносном исполнении охладители размещают на отдельных фундаментах и соединяют с трансформатора также трубами. Устанавливают и закрепляют стойки охладителей, навешивают охладители, размещают электронасосы и термосифонные фильтры. Маслопровод из трубных заготовок сваривают, очищают металлическими ершами, промывают горячим маслом и испытывают давлением Р = 0,2 МПа в течение 1 ч. Одновременно с монтажом системы охлаждения производят монтаж термосифонных фильтров, расширителя и выхлопной трубы, присоединение воздухоосушителя к расширителю, установку газового реле и сигнальных манометрических термометров. После окончания монтажа охлаждающей системы и других частей доливают маслом СТ и заливают маслом охлаждающую систему. Заполнение системы охлаждения рекомендуется производить маслом из бака трансформатора. Для этого при доливке масла в трансформатор в расширитель заливается масло выше нормального уровня. Заливка масла в охлаждающую систему производится через незначительно открытую нижнюю задвижку на баке трансформатора и при полностью закрытой верхней задвижке. На время заливки открывают верхние пробки для выпуска воздуха. После окончательного заполнения всей системы маслом и выпуска воздуха все пробки уплотняют, а задвижки на баке трансформатора полностью открывают. Собирают электрическую схему охлаждающего устройства. После окончания монтажа все электрические цепи проверяют мегаомметром на 500 В. При этом сопротивление изоляции относительно корпуса не должно быть меньше 0,5 0м.

Вакуумирование трансформаторов и заливка их маслом

Заливка после монтажа маслом трансформатора, а также заливка маслом для временного хранения трансформатора всех классов напряжения производится без вакуума. Для заливки собирают схему маслоочистительной установки, присоединяют маслопровод к запорному вентилю и подают масло в трансформатора со скоростью не более 3 т/ч (при заливке для временного хранения скорость не ограничивается). Заливаемое масло должно удовлетворять всем необходимым требованиям. Через 12 ч отстоя масла в трансформатора выпускают скопившийся воздух и берут пробу масла. Для трансформатора, имеющих азотную или пленочную защиту, масло заливают через дегазационную установку с учетом дополнительных указаний заводских инструкций. Азотная защита исключает возможность соприкосновения атмосферного воздуха с маслом. Она представляет собой эластичный резервуар или резервуары, заполненные сухим азотом под давлением 5 кПа и соединенные трубами с надмасляным пространством расширителя. При такой защите масло для заливки в трансформатор должно быть подвергнуто дополнительной обработке — дегазации. Заливку в трансформатор производят порциями из специального бака, в котором созданы соответствующие условия для удовлетворения требований по дегазации и другим свойствам трансформаторного масла. По окончании заливки остаточное давление в баке снимают путем подачи в надмасляное пространство сухого воздуха, доводят избыточное давление до 2,0 кПа. Далее приступают к азотированию масла.

Установку азотной зашиты собирают отдельно, недалеко от трансформатора. При этом проверяют герметичность всех узлов и особенно резервуара. Перед подключением азотной защиты в надмасляном пространстве создают избыточное давление азота порядка 2,0 кПа и проверяют всю систему на герметичность. Поверхность, захватывающая все надмасляное пространство, смазывается мыльным раствором, а вся остальная поверхность проверяется на отсутствие масляных утечек. После этого азотную защиту подсоединяют к расширителю. При монтаже трансформатора с азотной защитой особое внимание следует обратить на тщательную герметизацию узлов трансформатора, монтаж комплектующих узлов. При необходимости частичного слива азотированного масла из бака трансформатора одновременно производят подпитку азотом. Примерный объем азота для азотирования масла рассчитывается по формуле

где V1 – объем заливаемого масла, м3; V2 – объем надмаслянного пространства, м3; К – коэффициент растворимости азота, % имеющий следующие значения:

Испытания трансформаторов

В процессе монтажа трансформатора и после его окончания следует выполнить комплекс работ по проверкам, испытаниям и наладке трансформатора и его отдельных частей и деталей, а также электрооборудования ячеек трансформатора и всех цепей и устройств управления, защиты, сигнализации и автоматики. В полностью собранном виде производят испытание трансформатора на маслоплотность. Для трансформаторов с пленочной защитой испытание производят путем создания стабильного давления воздуха 10 кПа внутри гибкой оболочки в течение 3 ч при температуре масла в баке не ниже 10 °С. Испытание трансформаторов без пленочной защиты производят избыточным давлением азота 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя. Время испытания и температура масла те же. После 24-часового отстоя отбирается проба масла, которое проверяется в полном объеме.

Опыт холостого хода производят в начале всех электрических испытаний и измерений. Потери холостого хода трансформатора проверяют при пониженном напряжении по заводским схемам испытаний. При этом учитывают поправку на собственное потребление мощности приборов

где U – подведенное напряжение, В; R_v – сопротивление вольтметра, Ом; R_w – сопротивление ваттметра, Ом.

Для трансформаторов трехфазных трехстержневых соотношение потерь, измеренных на монтажной площадке, не должно отличаться от заводских соотношений потерь более чем на 5 %, а для трансформаторов трехфазных пятистержневых и однофазных — более чем на 10 %. Измерение характеристик изоляции трансформаторов сводится к оп- ределению R₆₀, R₁₅, tgδ. Измерение всех характеристик изоляции производят по схемам, указанным в паспорте трансформатора. При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяются между собой, а остальные обмотки и бак трансформатора заземляют. Вначале измеряют R₆₀ и R₁₅, а затем tgδ. Сопротивление изоляции измеряют мегаомметром на 2500 В с верхним пределом 10000 МОм. Перед началом измерения испытываемая обмотка должна быть заземлена не менее чем на 5 мин, между отдельными измерениями все обмотки должны быть заземлены в течение 2 мин.

Измерение tgδ обмоток производят мостом переменного тока при напряжении 10 кВ, но не более 2/3 испытательного напряжения обмотки трансформатора. При сушке трансформатора без масла допускается измерение обмоток на напряжении 220 В.

Пересчет значений R₆₀ и tgδ к паспортной температуре производится с помощью коэффициентов.

Сопротивление изоляции R₆₀, измеренное при монтаже и приведенное к температуре заводского измерения, должно быть не меньше 70 % от значений, указанных в заводском протоколе. Тангенс угла диэлектрических потерь tgδ, измеренный при монтаже и приведенный к заводской температуре, должен быть не более 130 % значений, указанных в заводском протоколе Фактическое значение tgδ изоляции с учетом влияния масла определяют по формуле

Измерительные трансформаторы

При монтаже трансформаторов должна быть обеспечена верти­кальность их установки. Регулировку вертикальности допускается произ­водить с помощью стальных прокладок.

Неиспользуемые вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть закорочены на их зажимах. Один из полюсов вторичных обмоток трансформаторов тока и трансформаторов напряжения должен быть заземлен во всех случаях (кроме специально оговоренных в рабочих чертежах).

Высоковольтные вводы смонтированных измерительных транс­форматоров напряжения должны быть закорочены до их включения под напряжение. Корпус трансформатора должен быть заземлен.

Комплектные и сборные распределительные устройства

и комплексные трансформаторные подстанции.

При приемке в монтаж шкафов комплектных распределительных устройств и комплектных трансформаторных подстанций должны быть проверены комплектность технической документации предприятия-изго­товителя (паспорт, техническое описание и инструкция по эксплуатации, электрические схемы главных и вспомогательных цепей, эксплуатационная документация на комплектующую аппаратуру, ведомость ЗИП) .

При монтаже КРУ и КТП должна быть обеспечена их вертикаль­ность. Допускается разность уровней несущей поверхности под распредели­тельные комплектные устройства 1 мм на 1м поверхности, но не более 5 мм на всю длину несущей поверхности.

Трансформаторы

Все трансформаторы должны допускать включение их в эксплуата­цию без осмотра активной части при условии транспортирования и хране­ния трансформаторов в соответствии с требованиями ГОСТ 11677—75*.

Трансформаторы, доставляемые заказчиком на территорию под­станции, должны быть при транспортировке ориентированы относительно фундаментов в соответствии с рабочими чертежами. Скорость перемещения трансформатора в пределах подстанции на собственных катках не должна превышать 8 м/мин.

Вопрос о монтаже трансформаторов без ревизии активной части и подъема колокола должен решать представитель шефмонтажа предприя­тия-изготовителя, а в случае отсутствия договора на шефмонтаж — монти­рующая организация на основании требований документа, указанного в п. 3.195, и данных следующих актов и протоколов:

осмотра трансформатора и демонтированных узлов после транспортиро­вания трансформатора с предприятия-изготовителя к месту назначения;

выгрузки трансформатора;

перевозки трансформатора к месту монтажа;

хранения трансформатора до передачи в монтаж.

Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться на основании комплексного рассмотрения условий и состояния трансформатора во время транспортировки, хранения, монтажа и с учетом результатов проверки и испытаний в соответствии с требова­ниями документа, указанного в п. 3.195.

Этапы монтажа масляных трансформаторов

Монтаж масляных трансформаторов является комплексной процедурой, состоящей из нескольких этапов. Это не только непосредственный монтаж, а и следующие работы:

• транспортировка масляного трансформатора месту установки;
• сборка модулей;
• монтажные работы;
• заливка масла;
• пусконаладочные работы и контроль показателей;
• пробный пуск агрегата.

Каждый из этих этапов отличается определенными особенностями, которые зависят непосредственно от характеристик масляного трансформатора, например, от его мощности и габаритов. Важно предельно внимательно подходить к каждому этапу, поскольку они связаны между собой последовательно.

Транспортировка

Силовые масляные трансформаторы типа ТМГ (и их разновидности) поставляются в следующих вариантах:

• собранная конструкция, готовая к монтажу;
• частично разобранные агрегаты с использованием масла в качестве герметизатора силового бака;
• частично разобранные агрегаты с использованием инертного газа в качестве герметизатора рабочего бака;

Герметизация дает возможность обеспечить сохранность обмоток. При поставке агрегатов без масла, оно должно быть залито в бак перед транспортировкой. Доставку трансформаторов производят автомобильным или железнодорожным транспортом (силовые масляные трансформаторы типа ТМЖ перевозят именно так). Транспорт обязательно должен быть оборудован подходящей под формат агрегата платформой с возможностью крепления груза при коэффициенте устойчивости не менее 1,5.

Сборка и монтаж

Монтаж агрегатов допускается на специально подготовленные платформы. Местом для монтажа габаритных КТП служит отдельное распределительное устройство открытого типа с обязательной подготовкой местности к установке силового агрегата. Мачтово-трансформаторная подстанция с масляным трансформатором располагается под открытым небом.

Перед непосредственно сборкой масляных трансформаторов проводится детальная проверка всех узлов. При необходимости разгерметизации узла для его монтажа, работы выполняются в условиях сухой погоды с температурой активной части агрегата не менее 100 градусов (при необходимости проводится дополнительный нагрев).

При разгерметизации трансформатора срок его нахождения в таком состоянии (считается с момента слива масла и вскрытия) не должен превышать:

• 12 часов при влажности 75% (для моделей с напряжением до 35 кВ);
• 10 часов при влажности 75% (для моделей с напряжением более 110 кВ).

Процесс сборки агрегата следует начинать с монтажа охладительных радиаторов, масляных и газовых реле, фильтра очистки воздуха. В последнюю очередь монтируются встроенные трансформаторы, а также приборы учета.

Установка агрегата на катки осуществляется при помощи грузоподъемных механизмов или техники. После установки к масляному трансформатору подключают силовые кабели и проводов заземления. Для оптимальной работы газового реле агрегаты должны иметь уклон на уровне 1-1,5%.

Заливка масла

Заливку разрешено проводить только после проверки агрегата на предмет соответствия нормам ПУЭ. Сам процесс требует строго соблюдения последовательности и требований:

• перед финишной сборкой все детали трансформатора промываются горячим маслом;
• для доливки масла используется расширительный бак;
• максимально допустимая скорость доливки масла – 3 тонны в час;
• доливаемое масло должно быть примерно одинаковой температуры с уже используемым, но в любом случае с разницей не более чем в 50 градусов;
• при контроле уровня масла следует ориентироваться на показатель внешней температуры (силовые масляные трансформаторы типа ТМЗ комплектуются азотной подушкой);
• после заливки следует открыть все пробки спуска воздуха;
• масло должно отстояться 12 часов, а при падении его уровня – осуществляется доливка;
• на финишном этапе выполняется отбор и лабораторный анализ трансформаторного масла.

Пусконаладочные работы и контроль

Эти работы выполняются специально подготовленным персоналом. Во время проведения процедуры специалисты контролируют следующие показатели:

• показатель сопротивления высокочастотных и низкочастотных обмоток;
• контроль изоляции при нормальном и повышенном напряжении;
• технические параметры изоляции;
• показатель потерь при работе под нагрузкой и на холостом ходу;
• контроль работы РПН и ПБВ со сбором данных, включая коэффициент трансформации;
• работа системы охлаждения, состояние силикагеля;
• работа баков под дополнительным давлением.

В конце этого этапа специалисты готовят технический отчет с подробными данными. Обязательно готовится заключение о том, насколько конкретные силовые масляные трансформаторы ТМ и их разновидности соответствуют установленным нормативным требованиям для подобных агрегатов.

Пробный запуск

Включение масляного трансформатора в пробном режиме допускается не ранее чем через 12 часов после доливки масла. Перед пуском обязательно проводится проверка токовой и газовой защит. После пуска в пробном режиме трансформатор должен проработать не мене 30 минут, без явных признаков неполадок. К таким признакам относят неравномерное гудение, треск, стук, повышенную температуру, течь на соединениях, изменения уровня масла, черный выхлоп, а также другие отклонения от нормы.

При нормальной работе агрегата в течение 30 минут, немногим позже его включают еще 3-5 раз на подобный срок. После удовлетворительной работы трансформатора в течение тестовых 72 часов, его можно использовать в режиме обычной эксплуатации.

1.НАЗНАЧЕНИЕ

1. 1. Настоящая инструкция распространяется на стационарные, заполненные трансформаторным маслом, понижающие трехфазные двухобмоточные силовые трансформаторы общего назначения нормального конструктивного исполнения мощностью от 400 до 1600 ква на напряжение до 10 кв включительно, а также на трансформаторы специального конструктивного исполнения (фланцевые и герметизированные) типа ТМФ и ТМЗ.
1. 2. Инструкция содержит техническое описание, инструкцию по монтажу и эксплуатации и приложения.
При изучении изделия дополнительно необходимо пользоваться ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические требования». ГОСТ 12022 66 «Трансформаторы трехфазные силовые масляные общего назначения мощностью от 25 до 630 ква на напряжение до 35 кв включительно». ГОСТ 11920-66 «Трансформаторы трехфазные силовые масляные общего назначения мощностью от 1000 до 80000 ква на напряжение до 35 кв включительно». Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).
1. 3. Трансформаторы пригодны для внутреннем и наружной установки и могут работать в следующих условиях:
а) высота над уровнем моря до 1000 м;
б) температура окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 40°С, предназначенных для работы в условиях умеренного климата (исполнение «У» по ГОСТ 15150-69); от минус 55°С до плюс 40°С для трансформаторов исполнения «Хл» (исполнение для холодного климата); от минус 10 до плюс 50°С для трансформаторов тропического исполнения (Т);
в) относительная влажность воздуха не более 80% для трансформаторов исполнения «У» и не более 95 % для трансформаторов исполнений «Хл» и «Т».
1. 4. Трансформаторы не предназначены для работы в следующих условиях:
а) во взрывоопасной и агрессивной среде (содержащей газы, испарения, пыль повышенной концентрации и др.);
б) при вибрации и тряске;
в) при частых включениях со стороны питания (более 10 раз в сутки систематически).
1. 5. Буквенное обозначение типа трансформатора в порядке следования содержит следующие данные:
а) число фаз (для трехфазных — Т);
б) вид охлаждения (для естественного масляного — М);
в) вид защиты масла: выполнение трансформатора с защитой при помощи азотной подушки, без расширителя обозначается дополнительной буквой — 3; или специальное конструктивное исполнение (фланцевое исполнение — Ф).
После буквенного обозначения цифрами указываются номинальная мощность, класс напряжения.

2.ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

2. 1. Трансформаторы выпускаются с номинальным напряжением первичной обмотки (обмотки высшего напряжения) до 10 кв включительно. Номинальные напряжения вторичных обмоток трансформатора (обмоток низшего напряжения), схемы и группы соединения обмоток в соответствии с действующими ГОСТ или ТУ.
2. 2. Регулирование напряжения осуществляется переключением без возбуждения (ПБВ).
Для регулирования напряжения трансформаторы снабжаются высоковольтными переключателями, позволяющими регулировать напряжение ступенями по 2,5% на величину ± 2 X 2,5% от номинального значения при отключенном от сети трансформаторе со стороны НН и ВН. Переключатель присоединен к обмотке высшего напряжения.
2. 3. Уровни потерь в трансформаторе, ток холостого хода, напряжение короткого замыкания, габаритные размеры и вес трансформатора соответствуют паспортным данным.

Рис. 1. Общий вид ввода на 10 кв; 250 а

3.УСТРОЙСТВО ИЗДЕЛИЯ И СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ ИЗДЕЛИЯ

3. 1. Трансформаторы состоят из следующих основных узлов:
а) бак с радиаторами (охладителями);
б) активная часть;
в) вводы;
г) маслорасширитель, термосифонный фильтр и арматура;
д) защитные устройства;
е) контрольные приборы.
3. 2. Трансформаторы имеют в плане овальный или прямоугольный бак.
3. 3. Активная часть состоит из: остова, обмоток, высоковольтного переключателя. Остов состоит из магнитопровода, верхнее и нижнее ярмо которого стянуты ярмовыми балками.
Магнитопровод трехстержневой, шихтованный из холоднокатанной электротехнической стали. Верхние ярмовые балки остова имеют ушко для подъема активной части.
Обмотки трансформаторов алюминиевые, а для трансформаторов в тропическом исполнении — медные. Расположение обмоток концентрическое.
3. 4. Вводы ВН и НН наружной установки, съемные, изоляторы проходные фарфоровые. При токе 1000 а и выше к верхней части токоведущего стержня ввода крепится специальный контактный зажим с лопаткой, позволяющий крепить плоскую подсоединяющую шину.
3. 5. Трансформаторы типа ТМ и ТМФ снабжаются маслорасширителями. Емкость расширителя обеспечивает наличие в нем масла при всех режимах работы трансформатора и при колебаниях температуры окружающего воздуха в пределах п. 1. 3 б). Для доступа к внутренней поверхности маслорасширителя при ремонте трансформатора одна из крышек расширителя съемная.
Для непрерывной очистки масла от продуктов, снижающих его диэлектрические свойства, трансформаторы снабжаются термосифонными фильтрами. На трансформаторы типа ТМЗ термосифонный фильтр устанавливается начиная с мощности 1000 ква. Фильтр заполнен поглощающим веществом — сорбентом (силикагелем).
3. 6. Для защиты масла от воздействия наружной атмосферы трансформаторы типа ТМ и ТМФ снабжаются воздухоосушителями. Воздухоосушителъ заполнен сорбентом, который поглощает из поступающего в трансформатор воздуха пыль и влагу. Масляный затвор пропускает воздух через слой сорбента только во время изменения уровня масла в расширителе.
3. 7. Трансформаторы мощностью 1000 ква и выше типа ТМ и ТМФ снабжаются предохранительной трубой, срабатывающей при внезапном повышении внутреннего давления сверх 0,5 ати. При этом диск, закрывающий трубу, разрушается и газы выходят наружу.
3. 8. Трансформаторы типа ТМ мощностью 1000 ква и выше и ТМФ мощностью 630 ква и выше снабжаются газовым реле. Реле служит для защиты трансформатора при внутренних повреждениях, вызывающих выделение газа и при понижении уровня масла в маслорасширителе.
3. 9. Для защиты герметизированных трансформаторов (типа ТМЗ) устанавливается предохранительное устройство, состоящее из реле давления и диафрагмы из закаленного стекла. Реле смонтировано на крышке бака. При достижении в баке давления 0,75 ати реле срабатывает. Ударник реле разбивает стеклянную диафрагму и газы выходят наружу.
3. 10. Для защиты сети низкого напряжения трансформаторы с напряжением обмотки НН 0,69 кв снабжаются пробивным предохранителем, а с напряжением обмотки НН 0,23 и 0,4 кв — по требованию заказчика. После каждого пробоя слюдяную пластинку в пробивном предохранителе необходимо заменить пластинкой той же толщины, предварительно зачистив контактные поверхности.
3. 11. Бак трансформатора должен обязательно заземляться. Для присоединения заземляющей шины в нижней части бака имеется бобышка с болтом, обозначенная надписью «земля» или условным знаком. Перед присоединением шины контактную поверхность бобышки необходимо зачистить.
ПРИМЕЧАНИЕ: Некоторые расхождения между описанием и конструкцией трансформаторов могут иметь место вследствие непрерывной работы по улучшению конструкции и усовершенствованию технологии изготовления.

Рис. 2. Общий видвводов на 1 кв: а)на ток до 250 а;б)на ток до 400 а; в)на ток до 630 а;г)на ток до 1000 а; д)на ток до 1600 а.

4.КОНТРОЛЬНО ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ

4. 1. Для контроля уровня масла на трансформаторах устанавливаются маслоуказатели. Маслоуказатель крепится на крышке масло-расширителя или на стенке бака (для трансформатора типа ТМЗ). На маслоуказателе наносится три контрольные метки, соответствующие уровню масла в неработающем трансформаторе при различных температурах:
-45°С, +15°С и +40°С;
-55°С, +15°С и +40°С — исполнение «Хл»;
-10°С, +20°С и +50°С — исполнение «Т».
На маслоуказателе трансформатора типа ТМЗ нанесена контрольная черта, соответствующая уровню масла при температуре герметизации.
4. 2. Для измерения температуры верхних слоев масла в баке трансформаторы снабжаются ртутными термометрами или термометрическими сигнализаторами. Термометрические сигнализаторы устанавливаются на трансформаторы начиная с мощности 1000 ква, а на трансформаторы типа ТМЗ начиная с мощности 630 ква.
4. 3. Для контроля внутреннего давления и сигнализации о предельно допустимых величинах давления на трансформаторах типа ТМЗ устанавливаются электроконтактные мановакуумметры.
4. 4. Трансформаторы типа ТМ мощностью 1000 ква и выше и трансформаторы типа ТМФ и ТМЗ мощностью 400 ква и выше снабжаются коробкой зажимов вспомогательных цепей устройств сигнализации и защиты. Контакты термометрического сигнализатора, газового реле или мановакуумметра выведены в клеммную коробку.

УКАЗАНИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

1.1. Настоящая инструкция содержит сведения, необходимые для технически правильного проведения монтажа, опробования и наладки трансформаторов, монтаж которых должен производиться только на месте установки.
1.2. При монтаже, испытаниях и включении трансформаторов в зависимости от условий, рода и места выполняемых работ необходимо руководствоваться соответствующими инструкциями по технике безопасности.
1.3. Трансформаторы относятся к высоковольтным электрическим установкам, поэтому при монтаже и эксплуатации необходимо особое внимание обратить на соблюдение всех норм и правил технической эксплуатации электроустановок и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок станций и подстанций».
1.4. Поднимать и перемещать трансформаторы следует осторожно. Трансформаторы и их активные части поднимают только за специально предназначенные для этой цели детали (крюки, подъемные скобы, кольца).
1.5. Категорически запрещается производить переключения трансформатора под напряжением (см. инструкцию по пользованию переключателем).
1.6. При сушке или прогреве трансформаторов электрическими нагревателями или методом потерь в стали бака необходимо зону сушки ограждать, чтобы исключить возможность прикосновения людей к намагничивающей обмотке. При этом бак, в котором производится сушка, заземляют. Помещение для сушки трансформатора и трансформаторного масла нужно вентилировать.
Запрещается применять для утепления бака при сушке легковоспламеняющиеся вещества — войлок, древесную стружку, паклю, бумагу и др.
1.7. При ремонте трансформаторов необходимо помнить, что трансформаторное масло является быстровоспламеняющимся веществом, которое имеет высокую температуру горения и трудно поддается тушению.
Поэтому все работы, и особенно связанные со сваркой, электропайкой и сушкой, следует производить очень осторожно, в соответствии с предусмотренными противопожарными правилами.

ПОДГОТОВКА ТРАНСФОРМАТОРА К МОНТАЖУ

1. До начала монтажа необходимо:
а) изучить сопроводительную техническую документацию;
б) подготовить монтажную площадку, оборудование и материалы;
в) подготовить трансформатор и его узлы.
2. Снять консервирующую смазку со всех узлов и деталей трансформатора.
3. Осмотреть и очистить от пыли и влаги спиртом (ГОСТ 8314-57) наружные поверхности вводов.
4. Наружным осмотром убедиться в отсутствии повреждений трансформатора и течи масла. Проверить уровень масла по масло-указателю. При необходимости долить масло (см. приложение V).
5. По прибытии трансформатора на место монтажа произвести:
5.1. Отбор пробы масла через пробку в нижней части бака для химического анализа в объеме, предусмотренном «Правилами устройства электроустановок» и определить пробивное напряжение. Пробивное напряжение должно быть не ниже 25 кв на стандартном промежутке 2,5 мм.
5. 2. Проверить мегомметром до 500 в исправность изоляции пробивного предохранителя.
5. 3. Измерить сопротивление изоляции (R60) мегомметром 2500 в. Измерения проводятся между:
а) обмоткой низшего напряжения и корпусом;
б) обмоткой высшего напряжения и корпусом;
в) обмотками высшего и низшего напряжений.
Сопротивление должно составлять не менее 70% от значений заводских испытаний, указанных в паспорте трансформатора и приведенных к температуре измерения на монтаже.
5.4. Измерить сопротивление обмоток постоянному току на всех положениях переключателя.
Величины сопротивления разных фаз, измеренные при одинаковых положениях переключателя, не должны отличаться друг от друга более, чем на ±2%, если нет особых указаний в паспорте.
5.5. Измерить коэффициент трансформации на всех положениях переключателя.
5.6. Если при испытании масла электрическая прочность будет ниже указанной и при сниженном значении сопротивления изоляции по сравнению с п. 5. 3, трансформатор подлежит сушке одним из принятых методов.
5.7. Результаты испытаний трансформатора оформляются соответствующим протоколом. Несоответствие результатов измерения требованиям п. 5.4 и 5.5. или наличие механических повреждений указывают на возможность внутреннего повреждения при транспортировке.

МОНТАЖ И МОНТАЖНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

1.При монтаже необходимо руководствоваться инструкциями предприятия-изготовителя для отдельных узлов трансформатора — (газового реле, термосигнализатора и др.) и настоящей инструкцией.
2. Трансформаторы включаются в эксплуатацию без ревизии активной части. Вопрос о монтаже трансформатора без ревизии активной части решается монтирующей организацией на основании рассмотрения всех материалов, регламентируемых настоящей инструкцией и оформляется специальным протоколом.
3. Для всех трансформаторов при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, выгрузки, хранения, могущих привести к появлению дефектов в трансформаторе, которые не могут быть устранены без вскрытия, монтаж необходимо вести с ревизией активной части в соответствии с приложением настоящей инструкции. Ревизию проводить в присутствии представителя завода-изготовителя. При необоснованной ревизии активной части трансформатора (что подтверждается нарушением пломбы на разъеме бака) предприятие-изготовитель имеет право снять гарантию, установленную стандартами или ТУ.

Рис.3 Монтажная схема соединения контрольных и защитных приборов трансформатора

Рис.4 Монтажная схема соединения контрольных и защитных приборов трансформатора

4.Трансформаторы, имеющие газовое реле, устанавливаются на фундамент с подъемом со стороны расширителя на 1 — 1,5°.
5.Установить термометр или термосигнализатор (см. приложение l и ll).
6.Зарядить воздухоосушителъ силикагелем (см. приложение lll). Воздухоосушителъ зарядить не позднее б месяцев со дня отгрузки трансформатора с завода.
7.Проверить положение подвижных контактов на мановакуумметре и термометрическом сигнализаторе.
Указатели давления на мановакуумметре должны находиться против цифр, указывающих давление — 0,45 и + 0,75 кгс/см2.
Указатель максимальной температуры на термосигнализаторе должен находиться против соответствующей отметки.
При монтаже и проверке контрольно-измерительных приборов и защитных устройств надлежит руководствоваться отдельными инструкциями, прилагаемыми к ним.
8.Соединить клеммную коробку трансформатора с соответствующей системой защиты распредустройства низкого напряжения (см. рис. 3 и 4).
9. В трансформаторах типа ТМЗ необходимо проверить бак на герметичность азотом под давлением 0,2 ати в течение 5 часов при колебании температуры окружающего воздуха не более ± 5°С.
В течение срока выдержки трансформатора возможно снижение давления азота даже при наличии полной герметизации бака (за счет поглощения азота маслом), поэтому необходимо произвести дополнительную подпитку азотом. Если давление будет продолжать снижаться, то это указывает на нарушение герметичности. В этом случае необходимо найти место нарушения и устранить утечку азота. В случае полной разгерметизации необходимо продуть трансформатор азотом. Азот подводится к штуцеру открытого крана в верхней части бака при открытом кране с противоположной стороны бака в течение часа.
Перед включением трансформатора избыточное давление следует снизить до 0,1 ати.
ПРИМЕЧАНИЕ: Азот, изготовляемый по ГОСТ 9293-59, может иметь влагу в баллонах и газе, применение его для заполнения баков трансформаторов возможно только после удаления влаги.
Удаление влаги из баллонов с азотом, который находится под высоким давлением (120-150 ати), производить следующим образом:
а) установить баллоны на специальные приспособления вниз вентилем на время не менее 8-ми часов;
б) после указанной выдержки, постепенно приоткрывая вентиль баллона, выпустить из него смесь газа с водой и после того, как пойдет газ без воды, немедленно закрыть вентиль;
в) после слива влаги баллоны поставить вертикально (вентилем вверх) и пользоваться ими для заполнения бака трансформатора можно только после 8-часового отстоя.
г) при заполнении трансформатора азотом из баллона необходимо снизить давление до 0,25 … 0,5 ати. Для этого необходимо применить любой редуктор, у которого в камере низкого давления можно создать давление 0,25 … 0,5 ати.

ОПРОБОВАНИЕ (ПУСК)

1.Трансформатор может быть включен без сушки, если выдержаны требования приложения IX.
2.Перед включением трансформатора должен быть оформлен в трех экземплярах технический акт о производстве монтажа, проверке герметичности собранного трансформатора, испытаний трансформатора, подписанный представителями монтажной организации и эксплуатации. К основному экземпляру акта (передаваемому в последствии эксплуатации) прикладываются все протоколы, перечисленные в акте.
3.Произвести проверку действия всей предусмотренной защиты. Проверка должна быть оформлена документацией.
4.Первое включение трансформатора следует произвести при отключенной нагрузке (в режиме холостого хода). В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» произвести включение трансформатора на номинальное напряжение на время не менее 30 мин. для того, чтобы произвести прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора.
После снятия напряжения произвести несколько включений (три — пять раз) трансформатора толчком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки установленной защиты от бросков намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.
5.В трансформаторах типа ТМЗ после подъема температуры масла до уровня герметизации необходимо снизить давление азота в баке до нуля через верхний кран (пробку) и сразу же закрыть кран.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

1. Трансформатор, находящийся в эксплуатации, должен систематически подвергаться текущему контролю за работой под нагрузкой и плановым профилактическим осмотрам и ремонтам.
2. Осмотр трансформаторов без их отключения должен проводиться в следующие сроки с оформлением записей в специальном журнале:
а) в установках с постоянным дежурством персонала или с местным персоналом — один раз в сутки;
б) в установках без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц.
3. При осмотре трансформатора должны быть проверены:
а) показания термометра (термосигнализатора) и сделана соответствующая запись;
б) соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке;
в) состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителе;
г) места уплотнений для выявления их дефектов и течи масла;
д) характер гудения трансформатора (во время работы должен быть слышен умеренный, равномерно гудящий звук, без резкого шума и треска);
е) на состояние заземления бака, диафрагмы в предохранительной трубе, термосифонного фильтра, изоляторов.
4. Своевременно следует доливать необходимое количество очищенного сухого масла. Периодически следует открывать нижнюю пробку расширителя и спускать скопившуюся в нем грязь.
5. У трансформаторов, включенных в работу в соответствии с требованиями приложения IХ без сушки, надлежит в течение первого месяца отбирать пробу масла 2 раза в первой и 1 раз во второй половине месяца для определения пробивного напряжения, чтобы убедиться в отсутствии выделения влаги из изоляции.
Если пробивное напряжение масла в течение этого месяца снизится более чем на 15%, то его следует довести до нормы. Если же пробивное напряжение масла снизится более чем на 30%, то трансформатор подлежит сушке.
В остальных случаях пробу масла для испытания электрической прочности и для сокращенного химического анализа следует брать не менее одного раза в год.
6. При срабатывании газовой защиты необходимо выяснить причину. Срабатывание защиты на сигнал происходит в следующих случаях:
а) при попадании в трансформатор воздуха при очистке масла;
б) при медленном понижении уровня масла вследствие наличия течи масла;
в) при повреждениях трансформатора, сопровождаемых слабым газообразованием;
г) при сквозном коротком замыкании.
Срабатывание газовой защиты на отключение, или одновременно на сигнал и отключение, свидетельствует о внутренних повреждениях, значительной утечке масла, при которых дальнейшая работа трансформатора недопустима. Иногда отключение может быть вызвано выделившимся из масла воздухом. Необходимо определить количество скопившегося в реле газа, его цвет и химический состав. Горючесть газа указывает на внутренние повреждения трансформатора.
По цвету газа можно определить характер повреждения: желтый цвет газа свидетельствует о повреждениях деревянных деталей, бело-серый — бумаги или картона, черный — масла. Цвет газа необходимо определить немедленно после отключения трансформатора, т. к. Окраска через некоторое время может исчезнуть.
7. По измерительным приборам контролируется режим работы трансформатора, измеряется его нагрузка и напряжение. В нормальных условиях эксплуатации ток не должен быть выше номинального. Аварийная перегрузка трансформаторов допускается в следующих размерах:
перегрузка по току по отношению
к номинальному, %яяя яяяяяяя 30 45 60 75 100 200
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10 1,5
ПРИМЕЧАНИЕ: Допускается работа трансформаторов в умеренных климатических условиях при температуре окружающего воздуха + 45°С при условии, что нагрузка трансформатора не будет превышать 0,9 от номинальной.
8. При заметном возрастании кислотного числа масла (более 0,1-0,15 мг КОН) необходимо произвести перезарядку термосифонного фильтра (см. приложение IV).
9. Текущий ремонт трансформатора производить ежегодно.
Осмотр трансформатора с его отключением и подъемом активной части производится по мере необходимости в зависимости от результатов измерения и состояния трансформатора в сроки, установленные службой эксплуатации, но не позднее чем через 6 лет после включения в эксплуатацию.

Приложение I

ИНСТРУКЦИЯ по пользованию переключателем напряжения

Переключатель предназначен для переключения ступеней напряжения трансформатора при отключенном от сети трансформаторе (переключение без возбуждения).
Перед переключением необходимо отключить трансформатор как со стороны высшего, так и со стороны низшего напряжения.
Переключение возбужденного трансформатора НЕ ДОПУСКАЕТСЯ!

Рис. 5. Таблица положений переключателя

Для переключения необходимо:
1.Отвернуть винт, фиксирующий положение колпака привода во фланце.
2.Повернуть колпак привода до совпадения оси фиксирующего винта с отверстием фланца напротив знака, соответствующего нужной величине напряжения.
3.Завернуть фиксирующий винт до входа его в отверстие фланца.
Включение трансформатора с неправильным положением колпака переключателя, когда фиксирующий винт не входит в отверстие фланца, НЕ ДОПУСКАЕТСЯ!
В случае течи в уплотнении переключателя следует отвернуть винт на колпаке привода, снять колпак и подтянуть находящуюся под ним гайку сальника или установочную гайку, после чего снова закрепить колпак.
Для очистки контактной системы переключателя от окиси и шлама рекомендуется не реже одного раза в год производить прокручивание переключателя до 10-15 раз в одну и другую стороны.

Рис.6 Регулирование напряжения переключателем в схеме «Звезда»

Рис.7 Регулирование напряжения переключателем в схеме «Треугольник»

Приложение II

ИНСТРУКЦИЯ по установке ртутного термометра
Для установки ртутного термометра (рис. необходимо:
1)Распаковать термометр;
2)Залить трансформаторное масло в гильзу 1;
3)Одеть резиновую шайбу 2 на нижнюю часть термометра 3;
4)Вставить термометр в гильзу 1 и надеть оправу 4;
5)Затянуть гайку 5, крепящую оправу 4.

Рис. 8. Установка ртутного термометра

Рис. 9. Воздухоосушителъ с масляным затвором

Приложение III

ИНСТРУКЦИЯ по зарядке воздухоосушителя

Для зарядки воздухоосушителя силикагелем (рис. 9) необходимо:
1)Снять крышку 1, прозрачный колпак 6, прочистить затвор 2 и трубу затвора;
2)Засыпать в колпак 6 индикаторный силикагель 5 и установить его на место;
3)Засыпать в трубу затвора 2 гранулированный силикагель 4;
4)Залить в затвор 2 трансформаторное масло 3 до необходимого уровня;
5)Установить крышку 1.
Силикагель поставляется с трансформатором в герметично закрытом полихлорвиниловом мешочке. В мешочке упакованы два типа силикагеля: гранулированный (большой пакет) и индикаторный (малый пакет).

Приложение IV

ИНСТРУКЦИЯ по зарядке термосифонного фильтра

Для зарядки термосифонного фильтра применяется сорбент-силикагель марки КСК или гранулированный по ГОСТ 3956-63, активная окись алюминия А-1 или А-2 по техническим условиям ТУ МХП 2170-49.
Сорбенты, доставленные в негерметической упаковке, перед засыпкой в фильтр необходимо просушить при температуре 140 С в течение 8 часов.
Сорбенты, доставленные в исправной герметичной таре, могут применяться без сушки. Вскрытие тары должно производиться непосредственно перед засыпкой сорбента в фильтр.
Просушенные сорбенты, во избежание повторного увлажнения, следует хранить в герметической таре в сухом месте.
Для перезарядки термосифонного фильтра (рис. 10) необходимо:
1)Слить масло с расширителя через нижнюю пробку; (для трансформаторов с газовым реле перекрыть кран газового реле).
2)Снять крышку 1 термосифонного фильтра, вынуть сетку 3 с сорбентом и удалить сорбент.
3)Засыпать в сетку просушенный и просеянный сорбент и установить ее на место.
4)Закрыть крышку термосифонного фильтра.
5)Долить масло в расширитель и выпустить воздух из бачка термосифонного фильтра через верхнюю пробку 2. Наличие циркуляции масла через термосифонный фильтр подтверждается большим нагревом верхней части фильтра по сравнению с нижней.
В таблице указан вес силикагеля для зарядки термосифонного фильтра в зависимости от мощности трансформатора.

Рис.10 Термосифонный фильтр

Мощность трансформатора, ква	Вес силикагеля для зарядки фильтра, кг
400 630 1000 1600	6,3 7,3 12 14,6

Приложение V

ИНСТРУКЦИЯ о заливке, доливке и порядке смешения трансформаторных масел

1. Заливку масла произвести:
а) для трансформаторов типа ТМ-400 и 630 и ТМФ-400 через отверстие для установки ртутного термометра на крышке трансформатора;
б) для трансформаторов типа ТМ-1000 и 1600, ТМЭ-630, 1000, 1600 через плоский кран на крышке трансформатора;
в) для трансформаторов типа ТМЗ через отверстие в крышке под реле давления.
2. Доливку трансформатора маслом произвести в такой последовательности:
а) через верхнюю пробку расширителя долить в трансформатор масло до уровня, соответствующего температуре масла во время заливки по шкале маслоуказателя. Для доливки можно использовать масло, подвергнутое полному химическому анализу. Перед доливкой масло должно быть испытано на пробой;
б) ослабить пробку термосифонного фильтра, пробку на стенке бака (для трансформаторов типа ТМЗ) и гайки вводов для выхода воздуха;
в) после появления масла в отверстиях пробки, последние завернуть до уплотнения.
3. Настоящая инструкция распространяется на случаи смешения товарных трансформаторных масел, не бывших в эксплуатации, показатели которых соответствуют требованиям следующих стандартов и технических условий: ГОСТ 982-68, ГОСТ 10-121-62, ТУ 38-1-178-65 «Масло трансформаторное из малосернистых нефтей карбомидной депарафинизации. Технические требования», ТУ 38-1-182-68 «Масло трансформаторное адсорбционной очистки. Технические требования» и МРТУ 38-1-96-67 марки Т-750.
4. Действие инструкции распространяется на случай применения указанных выше масел на местах монтажа трансформаторов у потребителей, а также при доливке масла в трансформаторы при ревизиях и осмотрах.
5. Не бывшими в эксплуатации следует считать масла, поступающие потребителям непосредственно от предприятий-изготовителей или без хранения масла, а также масла, залитые в трансформаторы на предприятиях-изготовителях, но не бывшие в работе.
6. Масла по ГОСТ 982-68 (сорт ТК) и по ТУ 38-1-178-65, не содержащие антиокислительной присадки (неингибированные масла), допускается смешивать друг с другом в любых соотношениях.
7 Масла, содержащие антиокислительную присадку «ионол» (ингибированные масла) по ГОСТ 982-68, ГОСТ 10121-62 и ТУ 38-1-182-68 допускается смешивать друг с другом в любых соотношениях.
8. Трансформаторы, предназначенные для работы в условиях холодного климата, заполняются трансформаторным маслом Т-750 ТУ 38-1-96-67.
9. Допускается смешивать ингибированные трансформаторные масла с неингибированными в исключительных случаях.
При этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности неингибированного масла.

Приложение VI

РЕВИЗИЯ ТРАНСФОРМАТОРА

1. Требования к условиям проведения ревизии и ее сроки
1. 1. Ревизия с указанным ниже объемом работ является обязательной для всех трансформаторов в случаях нарушения требований настоящей инструкции при транспортировании, выгрузке, перевозке к месту монтажа и хранения трансформатора и проводится по согласованию с заводом-изготовителем. Результаты ревизии оформляются соответствующим актом.
Моментом начала ревизии считается начало слива масла.
Ревизия трансформатора должна производиться в закрытом сухом, защищенном от пыли и атмосферных осадков помещении.
1. 2. Условия, при соблюдении которых допускается проведение ревизии активной части трансформатора вне помещения приведены в табл. 1.
Принятые в этой таблице обозначения а, б, в, г, д, предусматривают выполнение следующих требований:
а) температура активной части должна быть равна или выше температуры окружающего воздуха. До вскрытия трансформатор должен быть выдержан в течение времени, необходимого для выравнивания температуры активной части с температурой окружающего воздуха;
б) монтажные работы при слитом масле проводить в ясную погоду без осадков. В случае ненастной погоды над трансформатором необходимо сооружать шатер. Температура и относительная влажность воздуха должны измеряться каждый час;
в) перед началом работ активная часть должна быть прогрета до температуры, превышающей температуру окружающего воздуха не менее, чем на 10°С;
г) перед началом работ активная часть должна быть прогрета до установившейся температуры не менее 20°С, измеренной на верхнем ярме;
л) путем прогрева во время работ температура активной части, измеренная на верхнем ярме, должна быть выше температуры окружающего воздуха не менее, чем на 10°С.
1. 3. Продолжительность работ, проводимых на трансформаторе при слитом масле при соблюдении условий, приведенных в табл. 1, не должна превышать времени, указанного в табл. 2.
1. 4. Продолжительность работ при слитом масле при температуре окружающего воздуха выше 0°С и относительной влажности воздуха менее 80% может быть увеличена вдвое против указанной в табл. 2, если при вскрытии и проведении работ температура активной части постоянно поддерживается выше температуры окружающего воздуха не менее, чем на 10°С.
1. 5. При нарушении продолжительности работ, указанной в п. п. 1. 3 и 1. 4 настоящего приложения, трансформаторы должны быть подвергнуты контрольному прогреву. Если путем контрольного прогрева характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями настоящей инструкции, проводится сушка трансформаторов.

Таблица 1

Размещение трансфор — матора	При температуре окружающего воздуха в °С
20°С и более	от 0° до 20°С	Ниже 0°	Независимо от температуры
При относительной влажности воздуха в %
менее 65	65-80	менее 65	65-80	независимо от влажности	более 80%	дождь туман
В помещении	Без прогрева п. а.	Без прогрева п. а.	Прогрев согласно п. в.	Прогрев согласно п. в.	Прогрев согласно п. г.	Прогрев согласно п. д.	Прогрев согласно п. д.
Вне помещения	Без прогрева п. п. а. б.	Прогрев согласно п. в.	Прогрев согласно п. д.	Прогрев согласно п. д.	Прогрев согласно п. г. с учетом требований п. б.	Прогрев согласно п. д. с учетом требований п. б.	Не допускается

Таблица 2

Продолжительность соприкосновения активной части с окружающим воздухом, в часах, не более
При относительной влажности воздуха в %	При температуре окружающего воздуха ниже 0°С
до 65	до 75	свыше 75
24	16	12	12

2. Объем и последовательность работ
2. 1. Установить трансформатор по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака по разъему. Из бака трансформатора слить масло. Отсоединить привод переключателя и вводы.
2. 2. Снять крышку крепления активной части и поднять ее. При снятии крышки болты отпускать равномерно по всему периметру разъема. Подъем производить в строгом соответствии с указаниями в габаритном чертеже трансформатора. При подъеме следить, чтобы зазор между баком и активной частью был по всему периметру. Подъем с переносом запрещается.
2. 3. Установить активную часть на деревянный настил. Запрещается производить работы, если активная часть находится «на весу».
2. 4. Установить временные стеллажи, обеспечивающие удобства и безопасность работ при ревизии активной части и работах на съемной части бака.
Использование каких-либо деталей и узлов трансформатора в качестве опор при работах на активной части трансформатора запрещается.
2. 5. Проверить затяжку стяжных шпилек ярем, креплений отводов, переключателя и других элементов активной части. Замеченные ослабления устранить подтяжкой гаек.
2.6. Проверить затяжку винтов осевой прессовки обмоток. Подтягивание винтов произвести равномерно по всей окружности. Затянуть контргайки.
2. 7. Проверить затяжку и подтянуть разъемные соединения отводов, затянуть контргайки, осмотреть изоляцию доступных частей обмоток, отводов, переключателей и других элементов.
2. 8. Осмотреть состояние контактных поверхностей переключателя, проверить действие переключателя.
2. 9. Все обнаруженные на активной части дефекты устранить.
2. 10. Промыть активную часть струей трансформаторного масла, характеристики которого должны соответствовать нормам.
ПРИМЕЧАНИЕ. Промывку производить после проведения всех измерений и проверок на активной части непосредственно перед опусканием в бак.
2. 11. Удалить остатки масла со дна бака и маслорасширителя.
Промыть и очистить доступные внутренние поверхности бака и маслорасширителя.
3. Заключительные работы
3. 1. Опустить активную часть в бак и раскрепить ее в баке. Через отверстия в крышке (или в стенках для трансформаторов типа ТМЗ) вывести отводы. Установить крышку и произвести затяжку болтов. Предварительно приклеить резиновым клеем к раме разъема резиновый шнур. Затяжку можно считать нормальной, когда прокладка зажата до 2/з первоначальной толщины.
3. 2. Присоединить отводы к вводам. Присоединить привод переключателя. Особое внимание обратить на правильность сопряжения привода и переключателя.
3. 3. Провести контроль состояния изоляции.

Приложение VII

ИНСТРУКЦИЯ по установке термометрического сигнализатора

Для установки термометрического сигнализатора (рис. 11) необходимо:
а)распаковать термометрический сигнализатор;
б)установить передвижные указатели прибора на температурную отметку 100°С, монтаж электропроводов сигнального устройства произвести согласно инструкции и монтажной схеме по монтажу и эксплуатации завода-изготовителя;
в)для крепления прибора на трансформатор на бобышки установить резиновые прокладки, прибор прикрепить винтом М5 и шайбой 5;
г)снять с бобышки под термобаллон деревянную пробку;
д)залить трансформаторное масло в гильзу;
е)установить термобаллон.

Приложение VIII

РЕЛЕ ДАВЛЕНИЯ. ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ. НАЗНАЧЕНИЕ

Реле давления предназначается для обеспечения выброса газов из трансформатора при внутренних повреждениях, сопровождающихся опасным для бака повышением давления. Реле смонтировано на внутренней стороне крышки бака трансформатора на специально приваренной для этой цели пластине (см. схему устройства) и прикрепляется к ней двумя болтами.
Основными элементами реле являются: корпус, сильфон 5 и боек 4 с одетой на него рабочей пружиной. Реле настроено на рабочее давление 0,75 ати. Подготовка реле к действию производится следующим образом.
Деревянным бруском сверху нажимают на головку бойка, тем самым сжимая рабочую пружину. По достижении бойком крайнего нижнего положения, не снимая давления с бойка, поворачивают вверх защелку б до тех пор, пока она не зайдет за ось 7. Если защелка не заходит за ось, нужно слегка снизу вверх надавить на нижнюю ось сильфона и повернуть вверх защелку, которая станет на место. Затем плавно снимают давление с головки бойка. Реле готово к действию. Образующийся в трансформаторе в результате внутренних повреждений газ давит на сильфон, при достижении давления газа величины 0,75 ати сильфон сжимается и увлекает за собой пластину, которая поворачивает ось 7. Последняя при этом освобождает защелку 6. Рабочая пружина, разжимаясь, с силой направляет боек вверх. Головка бойка разбивает стеклянную диафрагму 2 и скопившиеся в трансформаторе газы выходят наружу.
Стеклянная диафрагма изготовлена из стекла толщиной 4,5 мм и способна выдерживать давление в 1 ати. Она укреплена на приваренном к крышке фланце при помощи шести болтов М 10. Прокладками между фланцами и диафрагмой служат резиновые шайбы 3. Во избежание возможных перекосов стекла болты должны затягиваться равномерно по окружности.
Стеклянная диафрагма защищена от попадания на нее посторонних предметов колпаком 1, который раскернивается в трех местах по окружности. Выхлопом газов этот колпак сбрасывается.
Масса реле около 1 кг.

Рис.11

Рис. 12. Устройство и принципы действия

Приложение IX

УСЛОВИЯ ВКЛЮЧЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗ СУШКИ. СУШКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1. Условия включения трансформаторов без сушки определяются следующим:
а) уровень масла — в пределах маслоуказателя;
б) масло без следов воды, а пробивное напряжение его на стандартном разряднике не менее 25 кв;
в) величина R60/R15:, не ниже 1,3 при температуре 10-30°С;
г) если условие «а» не соблюдено, но обмотки и переключатель покрыты маслом.
2. Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций:
2. 1. а, б, в.
2. 2. б, в, г.
2. 3. а, в, г.
3. Контрольный прогрев и контрольная подсушка в собственном баке с маслом.
3. 1. При контрольном прогреве и контрольной подсушке прогрев трансформаторов производить одним из следующих методов:
а) индукционный прогрев за счет вихревых потерь в стали бака;
б) прогрев постоянным током;
в) прогрев токами короткого замыкания;
г) прогрев циркуляцией масла через электронагреватели.
В качестве дополнительного прогрева рекомендуется применять электропечи закрытого типа, устанавливаемые под дно трансформатора.
3. 2. Контрольный прогрев производить с маслом, без вакуума до температуры верхних слоев масла, превышающей высшую из температур, указанных в паспорте трансформатора:
а) на 5°С при прогреве методом короткого замыкания или методом постоянного тока;
б) на 15°С при прогреве индукционным методом либо циркуляцией масла через электронагреватели.
3. 3. Контрольную подсушку производить с маслом при температуре верхних слоев масла 80°С и максимальном вакууме, предусмот ренном конструкцией бака трансформатора.
Через каждые 12 часов подсушки в течение 4 часов производить циркуляцию масла через трансформатор шестеренчатым масляным насосом производительностью не менее 4 м3/нас.
В процессе контрольной подсушки периодически измерять характеристики изоляции.
Подсушка прекращается, когда характеристики изоляции будут соответствовать п. 3. 5. 3 раздела «Подготовка трансформатора к монтажу», но не ранее, чем через 24 ч. после достижения температуры 80°С.
Длительность подсушки не должна превышать 48 ч. (не считая времени нагрева), схема сушки приведена на чертеже.

Рис. 13 Рекомендуемая схема подсушки трансформатopа

4, Сушка.
4. 1. Сушка активной части трансформаторов производится без масла одним из следующих методов:
а) в стационарном сушильном шкафу под вакуумом (при максимально возможной величине последнего);
б) в специальной камере (шкафу) без вакуума;
в) в своих баках с вакуумом не выше 350 мм рт. ст. или без вакуума (в последнем случае с вентиляцией бака).
При этом рекомендуются следующие способы нагрева:
— Индукционный нагрев бака или нагрев активной части потерями от токов нулевой последовательности.
— Вне бака, нагревом инфракрасным излучением.
4. 2. Другие способы сушки допускаются лишь в случае, если они обеспечивают не худшее качество сушки, чем перечисленные способы и безопасны для трансформаторов.
Не допускается использование постоянного тока и токов короткого замыкания в обмотках в качестве источника тепла при сушке, за исключением случаев, специально согласованных с предприятием-изготовителем.
4. 3. При сушке должно быть обеспечено поддержание температуры:
а) обмоток (после прогрева) в пределах не менее 95°С и не выше 105°С;
б) магнитопровода не ниже 90°С.
Окончание сушки определяется по кривой зависимости сопротивления изоляции от времени.
Сушка считается законченной, если сопротивление изоляции остается неизменным в течение 6 ч. при практически неизменной температуре обмотки, находящейся в пределах, указанных выше значений, и неизменном вакууме (если он применялся).

1. Бак трансформатора
2. Вакуумметр
3. Кран диаметром 2
4. Масляный насос
5. Вакуумный насос

Рис. 14. Размерный эскиз трансформатора ТМ-400/10

Рис. 15. Размерный эскиз трансформатора ТМФ-400/10

1 — ввод ВН; 2 — привод переключателя; 3 — воздухоосушителъ; 4 — маслоуказатель; 5 — термометр; 6 — термосифонный фильтр; 7-крюк для подъема трансформатора; 8 — радиатор; 9 — скоба для подъема активной части; 10 -активная часть; 11 — болт заземления; 12 — пробка для взятия пробы и спуска масла; 13 — ввод НН; 14 — пробка для доливки масла.
Весовые данные:
Полный вес трансформатора 1850 кг
Вес масла 485 кг
Вес активной части 895 кг

1-ввод ВН; 2 -привод переключателя; 3 — воздухоосушитель; 4 — маслоуказатель; 5 — термометр; 6 — термосифонный фильтр; 7 — крюк для подзема трансформатора; 8 — радиатор; 9 — скоба для подъема активно части; 10 — активная часть; 11 — болт заземления; 12 — пробка для взятия пробы и спуска масла; 13 — ввод НН; 14 — щиток заводской; 15 — пробка для доливки масла.
Весовые данные:
Полный вес трансформатора 1900кг
Вес масла 530 кг
Вес активной части 900 кг

Рис. 16. Размерный эскиз трансформатора ТМ-630/10

Рис. 17. Размерный эскиз трансформатора ТМЗ-630/10

1 — ввод ВН; 2 -пробка для доливки масла; 3 — воздухоосушителъ; 4 — маслоуказатель; 5 -термометр; 7 — крюк для подъема трансформатора; 8 — радиатор; 9 — скоба для подъема активной части; 10 — активная часть; 11 — пробка для взятия пробы и спуска масла; 12 — болт заземления: 13 — привод переключателя; 14 -щиток заводской; 15 — ввод НН.
Весовые данные:
Полный вес трансформатора — 2765 кг.
Вес масла — 720 кг.
Вес активной части — 1350 кг.

1 — ввод ВН; 2 — крюк для подъема трансформатора; 3 — щиток заводской; 4 — привод переключателя; 5 — мановакуумметр; 6 — реле давления; 7 — маслоуказатель; 8 — термосигнализатор; 9 — коробка клеммная; 10 — пробка для уменьшения давления в баке; 11 — часть активная; 12 — пробка для слива и взятия пробы масла; 13 — пробка для спуска остатков масла; 14 — болт заземления; 15 — ввод НН (о); 16 — ввод НН; 17 — кран для заполнения трансформатора азотом.
Весовые данные:
Полный вес — 2840 кг
Вес масла — 750 кг;
Вес активной части — 1370 кг.

Рис. 18. Размерный эскиз трансформатора ТМ-1000/10

Рис. 19. Размерный эскиз трансформатора ТМЗ-1000/10

1 — труба предохранительная; 2 — маслоуказатель; 3 — реле газовое; 4 — крюк для подъема трансформатора; 5 — термометрический сигнализатор; 6 — термосифонный фильтр; 7 — щиток заводской; 8 — пробка для взятия пробы масла; 9 — кран для спуска масла; 10 — болт заземления; 11 — активная часть; 12 — пробка для спуска осадков; 13 — привод переключателя; 14 — ввод ВН; 15 — маслорасширитель; 16 — клеммная коробка; 17 -ввод НН; 18 — кран; 19 — бак.
Весовые данные:
Полный вес трансформатора 4160 кг
Вес масла 1110 кг
Вес активной части 1990 кг

1 — ввод НН; 2 — клеммная коробка; 3 — крюк для подъема трансформатора; 4 — мановакуумметр; 5 — маслоуказатель; 6 — реле давления; 7 — привод переключателя; 8 — термосигнализатор; 9 — щиток заводской; 10 — пробка для взятия пробы масла; 11 — кран для спуска масла; 12 — болт заземления; 13 — пробка для изменения давления в баке; 14 — термосифонный фильтр; 15 — пробка для спуска осадков; 16 — активная часть; 17 — ввод ВН; 18 — бак.
Весовые данные:
Полный вес трансформатора 4200 кг
Вес масла 1075 кг
Вес активной части 2055 кг

Рис. 20. Размерный эскиз трансформатора ТМ-1600/10

1 — маслоуказатель; 2 — труба предохранительная; 3 — реле газовое; 4 — термосифонный фильтр; 5 — термосигнализатор; 6 — клеммная коробка; 7 — радиатор; 8 -пробка для спуска осадков масла; 9 — активная часть; 10 -пробка для взятия пробы масла; 12 — болт заземления; 13 — кран для заливки масла; 14 — ввод ВН; 15 -привод переключателя; 16 — ввод НН; 17 — маслорасширитель; 18 — бак.

Весовые данные:
Полный вес трансформатора 5870 кг
Вес масла 1465 кг
Вес активной части 2920 кг