Руководства, Инструкции, Бланки

Трансформаторы Силовые. Типовая Инструкция По Эксплуатации. Гкд 34.46.501-2003г

Рейтинг: 4.2/5.0 (1364 проголосовавших)

Категория: Инструкции

Описание

Эксплуатация силовых трансформаторов - Студопедия

Эксплуатация силовых трансформаторов

По характеру обслуживания трансформаторов различают два основных вида подстанций: с постоянным дежурным персо­налом (большинство главных понизительных ПС) и без него (це­ховые трансформаторные подстанции).

На каждый трансформатор подстанции должна быть заве­дена документация, содержащая: паспорт трансформатора, со­ставленный по установленной форме, или формуляр, высылаемый заводом-изготовителем в составе эксплуатационной документа­ции; копии протоколов заводских испытаний или технической характеристики, заводские инструкции; протоколы испытаний (приемосдаточных, после капитальных и текущих ремонтов), в том числе протоколы испытаний комплектующих частей, вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и др.; прото­колы сушки трансформатора; акты приемки после монтажа и ре­монта; протоколы испытаний масла; акты о повреждениях трансформатора.

В формуляр документации также заносят данные, характе­ризующие условия эксплуатации трансформатора.

Контрольные и сигнальные устройства трансформаторов по­зволяют, следить за их состоянием при его работе. Так, с помо­щью маслоуказателя контролируют уровень масла. Термометры и термосигнализаторы показывают температуру масла в верхних слоях; манометры — давление масла и воды до и после маслоох­ладителя и на насосных системах охлаждения, а мановакууммет-ры — давление в баке герметизированного трансформатора. Сте­пень нагрева трансформатора определяется в основном величиной нагрузки, которая определяется значением тока, проходящего по обмоткам трансформатора, с помощью амперметра, включенного через трансформаторы тока.

Существенную роль в нагреве трансформатора играет тем­пература окружающего воздуха. Чтобы не допустить ее повыше­ния в помещениях, где установлены трансформаторы, предусмат­ривают вентиляцию, которая отводит нагретый воздух из камеры трансформатора и забирает холодный. При работе трансформато­ра с номинальной нагрузкой разница между температурой отво­димого и забираемого воздуха не должна превышать 15 °С.

Если естественная вентиляция оказывается недостаточной, устанавливают принудительную.

В трансформаторах, в которых масло соприкасается с ок­ружающим воздухом, наиболее широко применяется простой си-ликагелевый воздухоосушитель с масляным затвором. Для пре­дотвращения увлажнения и окисления масла все более широкое применение получает азотная защита. Она исключает непосредст­венное соприкосновение масла с окружающим воздухом. В последнее время начинает внедряться также пленочная защита, ко­торая практически полностью исключает контакт масла с окру­жающим воздухом благодаря гибкой оболочке, встроенной в рас­ширитель трансформатора. Защитным устройством от повышения давления в баке трансформатора с расширителем служит вы­хлопная труба.

Для снижения давления широко внедряются механические клапаны. Для трансформаторов без расширителей применяется реле механического действия, снижающее давление путем разру­шения стеклянной мембраны с помощью приспособления, реаги­рующего на повышение давления. Хорошим защитным устройст­вом на трансформаторах с расширителями является газовое реле, которое также реагирует на повышение давления в баке транс­форматора. Его назначение — подача сигнала о скоплении опре­деленного количества газа и отключение трансформатора при бурном газообразовании или при превышении скорости масла, направляющегося к расширителю.

Для обеспечения длительной и надежной эксплуатации трансформаторов необходимо: соблюдение температурных и на­грузочных режимов, уровней напряжения; строгое соблюдение норм качества и изолирующих свойств масла; поддержание ис­правного состояния устройств охлаждения, регулирование на­пряжения, защиты масла и др.

Трансформаторы, оборудованные устройствами газовой за­щиты, устанавливаются таким образом, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 — 1,5 %, а маслопровод от трансформатора к расширителю — не менее 2 — 4 %.

На всех маслонаполненных трансформаторах, оборудован­ных расширителем, устанавливаются термометры для измерения температуры масла.

Трансформаторы с совтоловым наполнением для контроля за давлением внутри бака оснащаются мановакуумметрами и реле давления, срабатывающими при давлении внутри бака выше 60 кПа (0,6 кгс/см 2 ).

Обслуживающий персонал ведет постоянное наблюдение за показаниями мановакуумметров, снижая нагрузку трансформато­ров при увеличении давления выше нормы 50 кПа (0,5 кгс/см 2 ).

В распределительных электросетях напряжением до 20 кВ измерения нагрузок и напряжений трансформаторов проводят не реже 2 раз в год — в период максимальных и минимальных на­грузок.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформа­тора должен быть не ниже контрольных значений, соответствую­щих уровням масла в трансформаторе при температуре окру­жающей среды -45, +15 и +40 °С.

Принудительная циркуляция масла в системе охлаждения трансформатора осуществляется непрерывно независимо от на­грузки.

При включении масловодяного охлаждения трансформато­ров в первую очередь запускается масляный насос, а затем водя­ной. При отключении сначала отключается водяной насос, а за­тем масляный. Водяной насос запускается при температуре масла не ниже 10 °С.

При эксплуатации трансформаторов предусматриваются ме­ры по предотвращению замораживания маслоохладителей, насо­сов и водяных магистралей, а также по устранению неплотностей в системе маслоохлаждения.

При номинальной нагрузке температура верхних слоев мас­ла не должна превышать (если заводами-изготовителями не ого­ворены иные температуры): у трансформаторов с системой охла­ждения ДЦ 75 °С; с системами охлаждения М и Д — 95 °С. С системой охлаждения Ц температура масла на входе в маслоох­ладитель не должна превышать 70 °С.

Персонал, обслуживающий трансформаторы, оборудованные переключателем коэффициентов трансформации ПБВ (переклю­чатель без возбуждения), должен не менее 2 раз в год перед на­ступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки проверить правильность установки коэффициента трансформа­ции.

У каждого трансформатора, находящегося в эксплуатации, происходит постепенный износ изоляционных материалов. При неполной загрузке силового трансформатора износ его изоляции незначительный. За счет этого разрешается в отдельные периоды перегрузка трансформатора, которая не сокращает нормальный срок его работы. (Значение перегрузки указано в Правилах тех­нической эксплуатации потребителей.) Допустимую перегрузку силового трансформатора в отдельное время суток за счет его не­догрузки в другие часы определяют по диаграммам нагрузочной способности трансформатора и суточным графика нагрузки. Та­кие диаграммы составляются для силовых трансформаторов с ес­тественным масляным и принудительным воздушным охлажде­нием исходя из нормального срока износа изоляции трансформаторов от нагрева.

Чтобы определить допустимую перегрузку трансформатора зимой за счет его недогрузки летом, устанавливают следующее правило: если максимум среднего суточного графика нагрузки в летние месяцы меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается перегрузка трансформатора в размере 1 % на каждый процент недогрузки, но не более чем на 15 % номинальной нагрузки. Общую допустимую перегрузку рансформатора подсчитывают с учетом коэффициента загрузки и летней недогрузки, однако она не должна превышать 30 % номи­нальной. В процессе эксплуатации допускаются аварийные пере­грузки силовых трансформаторов.

В аварийных режимах допускается кратковременная пере­грузка трансформаторов сверх номинального тока при всех сис­темах охлаждения независимо от длительности и значения пред­шествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Перегрузка по току, %. 30 45 60 75 100

Длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

Перегрузка по току, %. 20 30 40 50 60

Длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5

Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40 % общей продолжительностью не более 6 ч/сут в течение 5 сут при условии, что коэффициент начальной нагрузки не превышает 0,93 (при этом должны быть полностью использованы все устройства охлаждения трансформатора).

При перегрузке трансформаторов сверх допустимой дежур­ный персонал обязан применять меры к его разгрузке, действуя в соответствии с местной инструкцией. Для контроля нагрузки трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше устанавливают амперметры, шкала которых соответствует допускаемой пере­грузке трансформатора.

Для трансформаторов с системой охлаждения Д при ава­рийном отключении всех вентиляторов допускаются следующие временные показатели работы с номинальной нагрузкой в зави­симости от температуры окружающего воздуха:

Температура окружающего воздуха, °С. —15 —10 0 +10 +20 +30

работы, ч. 60 40 16 10 6 4

На трансформаторах допускается повышение напряжения сверх номинального: длительное — на 5 % (при нагрузке не выше номинальной) и на 10 % (при нагрузке не выше 0,25 номиналь­ной); кратковременное (до 6 ч/сут) — на 10 % (при нагрузке не выше номинальной); в аварийных условиях — в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов.

Трансформаторы с естественным масляным и дутьевым ох­лаждением допускается включать в работу с полной нагрузкой с застывшим маслом при температуре не ниже -40 °С. При темпе­ратуре ниже —40 °С следует прогреть трансформатор током холо­стого хода или током нагрузки не более 50 % номинальной до минус 40 °С, после чего увеличить нагрузку.

В целях снижения потерь для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки должно быть определено и со­блюдаться оптимальное число параллельно работающих транс­форматоров. Смонтированные резервные трансформаторы необхо­димо постоянно содержать в состоянии готовности к включению в

Параллельная работа трансформатора допускается при следующих условиях: одинаковые группы соединений, а соотно­шение между мощностями не более 1:3; коэффициенты транс­формации равны или различаются не более чем на ±0,5 %; на­пряжения КЗ различаются не более чем на ±10 % среднего арифметического значения напряжения КЗ, включаемых на па­раллельную работу трансформаторов. Перед включением транс­форматоров производится их фазировка.

Фазировка заключается в том, чтобы у трансформаторов, присоединенных со стороны высокого напряжения к одной сети, найти со вторичной стороны фазы, которые подлежат соедине­нию, т.е. не имеющие разности напряжения (одноименные). По­сле того как указанные фазы будут найдены, их попарно распо­лагают друг против друга. Вольтметр, присоединенный к одноименным фазам, дает нулевое показание.

На рис. 12.1 приведена схема фазировки двух трансформа-

Рис. 12.1. Схема фазировки силовых трансформаторов: а — с заземленными нейтралями; б — при соединении в треугольник; Tpi, Tp2 — соответственно подключенный и фазируемый трансформа­тор; V — переносной вольтметр; А, В, С; ах, Ъ±, с^; а,ъ, Ъ<ь, с^ — провод­ники различных фаз тока

торов. В том случае, когда фазируемые трансформаторы не имеют заземленных нейтралей, т.е. не имеют между собой электриче­ской связи, фазируемые цепи необходимо предварительно соеди­нить в какой-либо точке, иначе вольтметр не дает показаний. Очевидно, при фазировке трансформаторов, не имеющих зазем­ленных нейтралей, достаточно получить два нулевых показания вольтметра. Фазировку трансформаторов с напряжением, превы­шающим 380 В, производят вольтметром через измерительные трансформаторы напряжения.

При неправильном включении трансформаторов на парал­лельную работу могут возникать короткие замыкания, а также неравномерное распределение нагрузки между работающими трансформаторами.

Фазировку трансформаторов производят перед их включе­нием после монтажа или капитального ремонта со сменой об­моток.

Осмотр трансформаторов (без отключения) производится: в электроустановках с постоянным дежурным персоналом — / раз в'сут; в установках без постоянного дежурного персонала — не реже 1 раза в мес, а на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в 6 мес.

В зависимости от местных условий, конструкции и состоя­ния трансформаторов указанные сроки их осмотра могут быть изменены лицом, ответственным за электрохозяйство.

Внеочередные осмотры трансформаторов производятся: при резком изменении температуры наружного воздуха (при резком понижении температуры окружающей среды масло может уйти из расширителя) и каждом отключении трансформатора действи­ем газовой или дифференциальной защиты.

При осмотре трансформаторов должны проверяться: пока­зания термометров и мановакуумметров; состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла, соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке и наличие масла в маслонаполненных вводах; состояние маслоохлаждающих и маслосборных устройств, а также изоляторов; состояние ошиновки и кабелей, отсутствие нагрева контактных соединений; исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; состояние сети заземления; маслоочистных устройств непрерывной регене­рации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих па­тронов, а также трансформаторного помещения.

Температуру масла трансформаторов мощностью менее 100 кВА контролируют ртутными термометрами. При большей мощности трансформаторов для этой цели используют маномет­рические термометры, обладающие меньшей точностью, чем ртутные. Поэтому время от времени их показания сверяют с по­казаниями ртутных термометров.

По действующему ГОСТу температура верхних слоев масла при максимально допустимой температуре окружающего воздуха (35 °С) не должна превышать 95 °С, а превышение температуры масла над температурой окружающей среды не должно быть бо­лее 60 °С. Допускается работа силовых трансформаторов с отклю­ченным дутьем, если температура верхних слоев масла не пре­вышает 55 °С, а нагрузка трансформатора — 100 % номинальной мощности.

Однако при длительной работе трансформатора с предель­ной температурой сокращается срок его службы. Поэтому обычно устанавливают режим работы трансформаторов, при котором температура масла поддерживается на уровне 85 °С. Дальнейшее повышение температуры является признаком перегрузки транс­форматора, его неисправности или недостаточного охлаждения. При работе трансформатора необходимо следить за уровнем и цветом масла, находящегося в трансформаторе: уровень масла должен находиться на контрольной черте; масло должно быть светло-желтого цвета.

Текущие ремонты трансформаторов (без РПН) с отключени­ем производятся: трансформаторов центральных распределитель­ных подстанций — не реже 1 раза в 2 года; трансформаторов, ус­тановленных в местах усиленного загрязнения,— по местным инструкциям; всех остальных трансформаторов — по мере необ­ходимости, но не реже 1 раза в 4 года.

Текущие ремонты трансформаторов и автотрансформаторов с РПН выполняются ежегодно. Внеочередной ремонт устройств регулирования напряжения под нагрузкой проводится после оп­ределенного числа операций по переключению в соответствии с заводскими инструкциями.

Текущие ремонты систем охлаждения Д, ДЦ и Ц осуществ­ляются ежегодно.

В текущий ремонт трансформаторов с отключением от сети входит наружный осмотр трансформатора, устранение дефектов, а также очистка изоляторов и бака (удаление грязи из расширите­ля), при необходимости в трансформатор доливают масло и про­веряют правильность показаний маслоуказателя, осматривают спускной кран, уплотнения и охлаждающие устройства (при не­обходимости очищают); проверяют состояние газовой защиты и целостность мембраны выхлопной трубы, а также проводят необ­ходимые измерения и испытания.

Трансформаторы мощностью 160 кВА и более должны экс­плуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов должно быть защи­щено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом. Специальные устройства, предотвращающие увлажнение масла, должны быть постоянно включенными независимо от ре­жима работы трансформатора. Эксплуатация указанных уст­ройств осуществляется в соответствии с заводскими инструкция­ми. Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

Предприятие, имеющее на балансе маслонаполненное обо­рудование, должно иметь постоянный запас изоляционного масла в объеме не менее 110 % вместимости самого большого агрегата.

Трансформаторное масло должно подвергаться профилакти­ческим испытаниям в соответствии с установленными нормами.

При эксплуатации трансформаторов возможно ложное сра­батывание газовой защиты в случае сквозных КЗ, сопровождае­мых толчком масла через газовое реле, а также из-за неисправно­сти вторичных цепей, которые в местах подсоединения к реле обычно разъедаются маслом. В каждом случае отключения трансформатора под действием газового реле проверяют правиль­ность работы последнего.

Газовое реле, в котором после срабатывания обнаруживают газ, необходимо проверить на горючесть с помощью горящей спички, которую подносят к предварительно открытому верхнему кранику газового реле. Горение газа свидетельствует о наличии внутреннего повреждения в трансформаторе, который выводят из работы для внутреннего осмотра. Если выделяющийся газ оказы­вается негорючим и бесцветным, это означает, что реле сработало из-за выделения воздуха из трансформатора. В этом случае необ­ходимо выпустить воздух из реле. Одновременно берут пробу газа для химического анализа на содержание в нем веществ, характе­ризующих внутренние повреждения трансформаторов (повышен­ное содержание водорода и метана свидетельствует о разложении масла электрической дугой).

Другие статьи

Выбор силовых трансформаторов 6(10)

Выбор силовых трансформаторов 6(10)/0,4 кВ - Электрификация блочно-комплектных установок нефтяной промышленности

Страница 15 из 18

ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ 6 (10)/0.4 кВ БЛОЧНЫХ УСТАНОВОК
Нагрузочная способность трансформаторов
При конкретном проектировании на стадии проекта и рабочей документации выбирают тип, число и мощность трансформаторов на объекте. Число и мощность трансформаторов определяют при условиях наименьших капиталовложений, минимума эксплуатационных расходов, обеспечивающих окупаемость в срок 8—10 лет, минимума цветных металлов и обеспечения надежности питания. Следует стремиться к установке трансформаторов с минимальным числом их типоразмеров. Это обеспечивает сокращение складского резерва трансформаторов.
В таблице 44 приведены основные технические данные наиболее распространенных трансформаторов 6/0,4 кВ для питания нефтепромысловых объектов. В таблице 45 приведены габариты этих трансформаторов (рис. 59).

Таблица 44
Техническая характеристика трансформаторов типа ТМ

Номинальная мощность, кВ-А

Номинальное напряжение обмоток, кВ

Потери мощности, кВт

Ток
Х.Х. %
от номинального

Корот
кое
замы
кание


Рис. 60. Графики экономической загрузки трансформаторов S = f(y)

ПУЭ допускают перегрузку трансформаторов при послеаварийных режимах до 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора а в условиях его перегрузки должен быть не выше 0,75, т.е. должно быть выдержано соотношение

или

Рис. 59. Габаритная схема силовых трансформаторов ТМ 6/0,4 кВ

где 5ср — среднесуточная нагрузка трансформатора; SH - номинальная мощность трансформатора.
Этим допущением необходимо широко пользоваться при выборе трансформаторов для питания потребителей II и III категории.
Таблица 45
Габариты трансформаторов типа ТМ

Размеры, мм (см. рис. 59)

Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы загрузка его соответствовала наиболее экономичному режиму, который зависит в значительной степени от стоимости потерь электроэнергии 7.
На рис. 60 приведена графическая зависимость экономической загрузки трансформаторов от стоимости потерь электроэнергии. При малых значениях 7 оптимальная нагрузка трансформатора получается выше номинальной, т.е. выгодно работать с перегрузкой, если она допустима по условиям суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды, постоянной времени нагрева трансформатора и вида системы его охлаждения. Подобные систематические перегрузки установлены ГОСТ 14209-85.
На каждый процент перегрузки летом допускается дополнительный процент перегрузки зимой, но не более 15 % при суммарной нагрузке не более 150 %.
Экономическая нагрузка трансформатора соответствует, как известно из теории электрических машин, такому режиму, когда потери холостого хода равны потерям короткого замыкания. Соответствующая этому условию экономическая нагрузка трансформатора:

где Qxx и QK3 — реактивные потери в стали и в меди; кэ — экономический эквивалент реактивной мощности.
Практически для трансформаторов подстанций в нефтяной промышленности 5ЭК = (0,6 - 0,7) 5Н.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются по графикам нагрузочной способности, приведенным в ГОСТ, в Зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды, постоянной времени трансформатора и вида системы охлаждения. Для характеристики графика нагрузки применяют два коэффициента. Первый коэффициент начальной нагрузки кх определяют из отношения среднего квадратичного тока /ск за 10 ч, предшествующих наступлению перегрузочного максимума, к номинальному току трансформатора /н

Аналогично определяют среднее квадратичное значение тока за период перегрузки /ск таХ. Коэффициент перегрузки, соответствующий этому току к2 =/ск тах//н.

Средний квадратичный ток за 10 ч
Рис. 61. График нагрузочной способности трансформаторов кг

f
На рис. 61 приведен график для определения нагрузочной способности трансформаторов мощностью до 1 ООО кВ • А с масляным охлаждением при температуре окружающей среды 20 °С с постоянной времени нагрева 2,5 ч. Цифры у кривых соответствуют допустимому времени перегрузки в часах. Перегрузка выше 50 %, указанная пунктиром, допускается только по согласованию с заводом-изготовителем.
В аварийном режиме допускаются кратковременные перегрузки трансформатора в следующих пределах:
Перегрузка, % 30 45 60 75 100 200
Время, мин 120 80 45 20 10 1,5
Выбор мощности трансформатора необходимо проводить с учетом режима пуска и самозапуска короткозамкнутых электродвигателей.
На основании опыта многочисленных проектных проработок можно рекомендовать следующее соотношение между мощностью пускаемых или самозапускающихся электродвигателей и мощностью трансформатора: если принять, что напряжение при пуске или самозапуске должно быть не ниже 0,7 UH, то для обеспечения успешного пуска или самозапуска отношение суммарной установленной мощности двигателей Р к мощности трансформатора 5Т в зависимости от напряжения короткого замыкания UK должно Кчть ориентировочно не выше:
ик,% 8 10 0,15
%PylSr, кВт 1,2 1 0,7
Если допустимое напряжение при самозапуске может быть снижено, то Z/y5T может быть увеличено путем умножения на коэффициент с = = 0,7/ (U\/k3), где LI — допустимое напряжение самозапуска в относительных единицах.
Экономическая мощность и экономическое число подстанций на нефтяном промысле с насосной добычей
При составлении ТЭО, генеральных схем и комплексных проектов обустройства нефтепромыслов необходимо определить оптимальный объем капиталовложений на электроснабжение нефтепромысла.
Одной из важных задач на этом этапе проектирования является определение экономической мощности и экономического числа подстанций 6/0,4 кВ, питающих нагрузки нефтедобычи. Для решения этой задачи проектная организация располагает данными проекта разработки, способом добычи, числом скважин.
Конфигурация нефтепромысловой сети и электросетей неизвестны, так как изыскания на этой стадии еще не проводились. На основании указанных данных поставленная задача решается следующим образом.
Согласно [5] определяются суммарные приведенные затраты
(27)
где Зпост — постоянная часть приведенных затрат на подстанции и питающие их сети 6—10 кВ; N3 — переменная часть приведенных затрат, зависящая от числа подстанций; Н3 — полные удельные затраты на промысловую электросеть; пп — число подстанций 6/0,4 кВ.

При конкретном проектировании на стадии технического проекта или рабочих чертежей могут иметь место отступления от экономического числа подстанций ип эк и экономической мощности Sn эк в связи с установкой в отдельных случаях мощных электродвигателей на дожимных насосных станциях (ДНС) или высокопроизводительных электропогружных насосов. Например на Усть-Балыкском нефтяном месторождении в Западной Сибири на некоторых участках установлены электропогружные насосы с электродвигателями ПЭД-250, ПЭД-500 мощностью 250 и 500 кВт дня закачки воды в нефтяной пласт из сеноманского горизонта.
Однако и в этих случаях приведенная методика расчета пп эк и Sn эк может быть использована для равномерно распределенной нагрузки, характерной, как правило, для нефтяного промысла. Поэтому в этом случае следует из расчета «п эки 5П эк исключить мощную сосредоточенную нагрузку (ДНС, ЭЦН с ПЭД-250 или ПЭД-500). Мощность и число подстанций для мощных сосредоточенных нагрузок определяют в этих случаях из условий пуска и самозапуска электродвигателей.

Подстанции

IV-10 Инструкция по эксплуатации трансформаторов(старых) КПГЭС действ

/ Инстр. по эксплуатации КПГЭС ЛУКОЙЛ-Эко(2011) / IV-10 Инструкция по эксплуатации трансформаторов(старых) КПГЭС действ

Срок действия продлен:

с «___»____________________ 20__г.

по «___»_____________________ 20__г.

1.1.Инструкцию должны изучить и выполнять:

- главный инженер ГЭС;

- дежурный инженер ГЭС (ДИС);

- персонал электроотделения ГЭС;

1.2. Эксплуатация силовых трансформаторов, установленных на ГЭС, должна производиться в соответствии с требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок», «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации», типовой «Инструкции по эксплуатации трансформаторов», заводских инструкций и настоящей инструкции.

2. Основные данные силовых трансформаторов

Тип – ТРДН – 25000/110-6,6 двухобмоточный, год изготовления: 1972. Введен в эксплуатацию 10 апреля 1973г.

Р-расщепленная обмотка НН

Д-охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла

Н-регулирование напряжения под нагрузкой

Напряжение короткого замыкания на номинальных ступенях

ВН-НН 10,84% (отнесенное к мощности 25000 кВА);

ВН-НН 1 9,47% (отнесенное к мощности 12500 кВА);

ВН-НН 2 9,57% (отнесенное к мощности 12500 кВА).

Потери короткого замыкания на первой ступени переключателя между обмотками ВН-НН 121,5 кВт

Потери короткого замыкания на последней ступени переключателя

между обмотками ВН-НН 99,3 кВт.

Напряжение короткого замыкания на первой ступени переключателя между обмотками ВН-НН 11,5% (отнесенное к мощности 25000 кВА)

ВН-НН-10% (отнесенное к мощности 12500 кВА),

ВН-НН-10,1% (отнесенное к мощности 12500 кВА).

Напряжение короткого замыкания на последней ступени переключателя между обмотками ВН-НН 8,72% (отнесенное к мощности 25000 кВА);

ВН-НН 8% (отнесенное к мощности 12500 кВА);

ВН-НН 8,1% (отнесенное к мощности 12500 кВА).

Под нагрузкой, дистанционное и местное от электропривода и ручное на х.х.,

переключающее устройство типа РС-3,

моторный привод РЗ-2,

конструкция магнитопровода: стыковой, выводные изоляторы ВН: тип ГБМТ-110/630 (фарфоровый, бакелитовый, маслонаполнительный) – 3шт.

выводные изоляторы НН; тип ЛНТ-10/3000 – 6шт,

тип вывода нуля ЛНТУ – 35/400.

Способ защиты масла от увлажнения: влагоуловитель с масляным затвором,

наличие газовой защиты: две. Тип: газовое реле на баке трансформатора и струйное на баке переключателя,

емкость консерватора: 1,5% к полному объему масла,

приборы для измерения температуры масла: ТС-100,

приборы сигнализации: стеклоуказатель и реле уровня масла,

система охлаждения: естественная с принудительным дутьем,

охлаждающая среда: трансформаторное масло,

охлаждающее оборудование: 12 вентиляторов с электродвигателями с данными: мощность 0,25 кВ, 380 В. 1450 об/мин.

Под нагрузкой, дистанционное и местное от электропривода, ручное от х.х.

Переключающее устройство типа РЭС – 9.

Моторный привод МЗ – 4.

Способы защиты масла от увлажнения:

Влагоуловитель с масляным затвором.

Наличие газовой защиты:

1. Газовое реле трансформатора, тип 1ОСТ-СЭВ,

2. Газовое реле регулятора напряжения (РПН)

Приборы для измерения температуры масла:

1. Температура ТКП-160 Сг.

2. Датчик-реле температуры Т-35В.

Маслоуказатели стрелочные МС-2-400-У1.

Естественная с принудительным дутьем.

Охлаждающая среда – масло.

Охлаждающее оборудование: 8 вентиляторов с электродвигателями 380 В; 0,25 кВт.

Трансформаторы собственных нужд

Для питания гидросооружений и поселков установлены следующие трансформаторы:

в помещении щита водосброса – 50+100 кВА;

в помещении щита БСР – ТП-К6;

в помещении щитов напорного бассейна – 30 кВА ТП-К4

в открытом ТП у дроссельных затворов – 400 кВА.

3. Допустимые режимы работы трансформаторов.

3.1Номинальные режимы работы.

3.1.1. Номинальным режимом работы трансформатора называется режим, для которого предназначен трансформатор и при котором трансформатор может работать сколь угодно длительно.

Условиями, определяющими нормальный режим работы трансформатора, является: номинальная мощность, напряжение, ток и частота, а также номинальные условия охлаждающей среды.

Для предупреждения старения масла при нормальных условиях температуры верхних слоев масла в трансформаторах не допускать выше +95 0 С.

3.2. Допустимые режимы при изменении напряжения .

3.2.1. Допускается продолжительная работа трансформатора (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления.

При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего (п.5.3.13 ПТЭ РФ).

3.2.2. Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку по току каждой из обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, трансформаторы допускают систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируется Типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и заводскими инструкциями (п. 5.3.14 ПТЭ РФ).

3.3. Допустимые перегрузки (п. 5.3.15. ПТЭ РФ).

3.3.1. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры окружающей среды в следующих пределах:

Перегрузка по току, %

Кроме того, допускается систематическая перегрузка масляных трансформаторов, значение и длительность которой регламентируется Типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкцией завода- изготовителя.

При аварийном отключении устройств охлаждения трансформаторов определяются требованиями заводской документации (п.5.3.16 ПТЭ РФ).

Трансформаторы КПГЭС практически не перегружаются, т.к. работают поблочно два генератора.

Включение генераторов другого блока ограничено пропускной способностью трансформаторов.

3.4. Допустимые режимы работы трансформаторов с искусственным охлаждением.

3.4.1. Трансформаторы №1 и №2 оборудованы дутьевыми вентиляторами. На Т-1 установлено 12вентиляторов, которые включаются автоматически при повышении температуры верхних слоев масла до +55 0 С или при нагрузке 100 % и отключаются при снижении температуры до +50 0 С, если при этом ток нагрузки менее нормального.

3.4.2. На трансформаторе №2 установлено 10 вентиляторов, которые автоматически включаются при повышении температуры верхних слоев масла до +55 0 С и отключается при снижении температуры до +50 0 С. Кроме того, вентиляторы Т-1 и Т-2 имеют дистанционное и местное управление.

3.4.3. При повреждении вентиляторов охлаждения возможно повышение температуры верхних слоев трансформатора выше 95?С ,в этом случае необходимо разгрузить трансформатор и принять меры для быстрой замены неисправных вентиляторов.

4. Работа трансформаторов в нормальных условиях.

4.1. Контроль изоляции обмоток (n. 5.3.28 ПТЭ РФ).

Профилактические испытания трансформаторов должны проводиться в соответствии с действующими «Объемами и нормами испытания электрооборудования» и заводскими инструкциями.

Данные всех профиспытаний должны заноситься в их формуляры.

4.2. Надзор за трансформаторами (n. 5.3.26 ПТЭ РФ).

4.2.1. Трансформаторы Т-1 и Т-2. ТСН-1 и 2 осматриваются один раз в сутки дежурным персоналом ГЭС; ТСН-3 осматривается один раз в неделю. При снижении температуры воздуха осмотр необходимо производить вне графика, проверив уровень масла у трансформаторов, установленных на открытом воздухе.

Все трансформаторы КПГЭС должны не реже раза в десять дней осматриваться лицом, ответственным за эксплуатацию.

4.2.2. Наружный осмотр работающих трансформаторов производится на безопасном от частей, находящихся под напряжением расстоянии.

4.2.3. При осмотре необходимо обратить внимание на следующее:

- на основание высоковольтных изоляторов: чисты ли они и не появились ли трещины, следы разрядов; на основании кабельных соединений и шинных мостов;

- на наличие, уровень и цвет масла в расширителях, на отсутствие нагрева контактов (внешним осмотром);

- на характер гудения (шума) в трансформаторе, не усиливается ли он, не появились ли новые тона;

- на Т-1 необходимо следить за давлением масла во вводах;

- на работу охлаждающих устройств и нагрев масла трансформаторов;

- на отсутствие течи масла из кожуха, радиаторов, втулок;

- на чистоту вокруг трансформаторов, отсутствие лишних предметов.

4.2.4. Один раз в неделю дежурный персонал ночной смены обязан смотреть установку трансформаторов в темноте и обратить особое внимание на отсутствие свечения у изоляторов и на отсутствие нагрева стыков шин.

4.2.5. Осмотр трансформаторов обязателен и при появлении сигнала от газового реле.

В случае отключения трансформаторов защитой от внутренних повреждений должна быть выявлена причина отключения.

Включение трансформаторов в работу можно произвести только после устранения выявленных неисправностей.

5. Эксплуатация газовой защиты.

5.1. В обязанности дежурного персонала входит периодический осмотр газовых реле. Периодические осмотры газовых реле производятся одновременно с осмотром трансформатора, т.е. 1 раз в сутки.

При осмотре необходимо убедиться в отсутствии течи масла из бака трансформатора, на уровень масла в расширителе и на отсутствие газа в газовом реле, открытое положение крана между газовым реле и расширителем.

5.2. После заливки или доливки масла в трансформатор происходит выделение воздуха из трансформатора. В этом случае следует перевести отключающий элемент газовой защиты с действием «на сигнал». Дежурный персонал должен вести наблюдение за выделением воздуха из трансформатора и периодически выпускать воздух через кран в крышке реле, не дожидаясь работы последнего «на сигнал».

5.3. При срабатывании газовой защиты на сигнал НСС должен:

- сообщить об этом ДД ОДС, начальнику ГЭС и немедленно осмотреть трансформатор.

Если при осмотре трансформатора обнаружатся явные признаки повреждения (потрескивание, необычный гул, щелчки или другие признаки повреждения внутри бака трансформатора), он должен быть отключен немедленно. Затем отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть. Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания, должны быть произведены разгрузка и отключение трансформатора.

Руководство по эксплуатации трансформаторов

МОЩНОСТЬЮ 25 - 1600 кВа.

КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ до 10 КВ.

Настоящее руководство по эксплуатации (РЭ) распространяется на стационарные масляные понижающие трехфазные двухобмоточные силовые трансформаторы общего назначения мощностью 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000 и 1600 кВ-А на напряжение 6 и 10 кВ. РЭ содержит техническое описание, инструкцию по эксплуатации и приложения. Трансформаторы соответствуют требованиям ГОСТ 11677-85 "Трансформаторы силовые. Общие технические условия", ТУ 16-93 ВГЕИ.672133.002 ТУ "Трансформаторы серии ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ мощностью 25 -1600 кВ-А класса напряжения до 10 кВ. Технические условия".

При эксплуатации изделий дополнительно необходимо пользоваться «Правилами устройств электроустановок» издание 6е (ПУЭ), РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (Нормы испытаний), «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» (ПЭЭП), РД 153-34.003.150-2000 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» и местными инструкциями.

1.1. Трансформаторы серии ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ на напряжение 6,10 кВ

предназначены для питания потребителей электроэнергии общего назначения.

1.2. Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным климатом

на открытом воздухе (исполнение У1 по ГОСТ 15150-69), при этом:

- окружающая среда не взрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли;

- высота установки над уровнем моря не более 1000 м;

- режим работы длительный;

- температура окружающей среды от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибраций, ударов, в

химически активной среде.

1.3. Условное обозначение типов трансформаторов:

Пример записи условного обозначения трансформатора мощностью 25 кВ-А герметичного исполнения с высшим напряжением 10кВ низшим напряжением 0.4кВ, схемой и группой соединения У/Ун-0, климатического исполнения У, категории размещения I при его заказе и в документации другого изделия - "Трансформатор типа ТМГ-25/10-У1;10/0,4кВ; У/Ун-0,ТУ 16-93 ВГЕИ.672133.002 ТУ".

2. Технические данные.

2.1. Тип трансформатора, обозначение поставочного документа (ТУ), значение

номинальной мощности, номинальных напряжений на всех ответвлениях обмотки высшего напряжения, номинальных токов, напряжение короткого замыкания, ток и потери холостого хода, потери короткого замыкания, схема и группа соединения обмоток, другие технические данные указаны на паспортной табличке и в паспорте трансформатора.

2.2. Схема общего вида, габаритные, установочные размеры приведены на рис.1, 2, 3 и 4.

Массы трансформатора, активной части и трансформаторного масла приведены в Приложении

2.3. Регулирование напряжения осуществляется переключением без возбуждения

ответвлений обмотки ВН ступенями по 2.5% (типы переключателей см. приложение Б).

3. Состав и устройство трансформатора.

3.1. Трансформатор состоит из:

- бака с радиаторами;

3.2. Бак трансформатора в плане имеет прямоугольную форму.

3.2.1. Бак снабжен пробкой для отбора пробы и слива масла и пластиной для заземления

трансформатора. Наружная поверхность бака окрашена атмосферостойкими серыми, светло­

серыми или темно-серыми красками (возможно изменение тона окраски).

Уплотнение бака выполнено из маслостойкой резины

3.2.2. Бак трансформатора состоит из: стенок, выполненных из стального листа, верхней

рамы; дна с приварными к нему пластинами (швеллерами).

3.3. Крышка в плане имеет прямоугольную форму

3.3.1. На крышке трансформаторов ТМ и ТМГ установлены:

• петли для подъёма трансформатора;

• предохранительный клапан (на трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ), (рисунок 7);

• мановакуумметр (на трансформаторах типа ТМГ(Ф)—1000 и 1600).

По отдельному требованию заказчика на крышке трансформатора устанавливается:

• термоузел (спиртовой термометр или электроконтактный термометр) (приложение В и Г);

• указатель предельного уровня масла на трансформаторах типа ТМГ - (рисунок 8).»

3.4. Активная часть трансформаторов ТМ и ТМГ жестко скреплена с крышкой

трансформатора, а в трансформаторах ТМФ и ТМГФ раскреплена в баке трансформатора

(рисунок 9). Активная часть состоит из магнитной системы, обмоток ВН и НН, нижних и

верхних ярмовых прессующих балок, отводов ВН и НН, переключателя ответвлений обмотки

3.4.1. Магнитная система плоская шихтованная, со ступенчатым сечением стержня, собрана из пластин холоднокатаной электротехнической стали.

3.4.2. Обмотки многослойные цилиндрические выполнены из провода круглого или

прямоугольного сечения с бумажной, эмалевой или стеклолавсановой изоляцией.

Межслойная изоляция выполнена из кабельной бумаги. Схема соединения обмотки ВН приведена на рисунке 10.

3.4.3. Нижние и верхние ярмовые балки выполнены из конструкционных сталей.

3.4.4 Отводы обмотки ВН выполнены из алюминиевого провода круглого или

прямоугольного сечения, отводы обмотки НН - из прямоугольной алюминиевой шины.

3.4.5. Переключатель ответвлений обмоток (ПБВ) реечный типа ПТР-5(6)-10/63-У1 или

ПТР-5(6)-10/150-У1обеспечивает регулирование напряжения обмотки ВН четырьмя ступенями по 2.5% при отключенном от сети трансформаторе (см. приложение Б)

3.5. Вводы съемные. Типы вводов (рисунок 5 и 6):

- на стороне ВН - ВСТА - 10/250-У 1;

- на стороне НН - в зависимости от номинального тока - ВСТ-1/250-У1, ВСТ-1/400-У1,

ВСТ-1/630-У1, ВСТ-1/1000-У1, ВСТ - 1/1600 - У1. Ввода ВСТ-1/630-У1, ВСТ-1/1000-У1 и

ВСТ - 1600 - У1 комплектуются контактными зажимами. Вводы ВСТ-1/250-У1, ВСТ-1/400-У1,

комплектуются контактным зажимом по отдельному требованию заказчика (рисунок 6).

Материал контактного зажима - латунь.

3.6. Трансформатор заполнен трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение в стандартном разряднике не менее 40 кВ (тип масла приведен в приложении Д).

3.7. Трансформаторы типа ТМ имеют воздухоосушитель, конструкция которого показана в приложении Е.

3.8. Разработчик оставляет за собой право вносить изменения в конструкцию, не ухудшающие качество трансформатора.

4. Контрольно-измерительные приборы и сигнализирующая аппаратура.

4.1. Уровень масла в трансформаторах контролируется визуально по указателю уровня масла (рисунок 11), который расположен:

на стенке маслорасширителя у трансформаторов типа ТМ и ТМФ; на стенке бака у трансформаторов ТМГ и ТМГФ.

При наличии указателя предельного уровня масла, дополнительный контроль предельного нижнего уровня осуществляется визуально по наличию индикатора в стеклянной колбе.

4.2. При наличии термоузла дополнительно осуществляется контроль температуры верхних слоев масла в баке трансформатора спиртовым термометром.

4.3. В трансформаторах мощностью до 1600 кВ-А не предусматривается установка

Защита бака трансформаторов типа ТМГ от избыточного давления свыше 75 кПа осуществляется предохранительным клапаном, а от избыточного давления в баке свыше (150— 200) кПа—МПУ (на трансформаторах типа ТМГ(Ф)-400-630 и на трансформаторах мощностью 1600 кВ»А).

4.4. Трансформаторы, мощностью 1000 и 1600 кВ-А, для измерения температуры верхних слоев масла в баке, снабжаются электроконтактным термометром.

4.5. Для контроля внутреннего давления и сигнализации о предельно допустимых величинах давления на трансформаторах типа ТМГ-1000 и ТМГФ-1000 устанавливаются электроконтактные мановакуумметры (далее мановакуумметры).

4.6. Трансформаторы типа ТМ-1000, 1600 и ТМФ-1000, 1600 снабжаются газовым реле для защиты от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из бака трансформатора в расширитель, а так же от утечки масла из трансформатора и попадания воздуха в бак.

4.7 По требованию заказчика трансформаторы ТМ и ТМФ мощностью 400, 630 кВ-А,

предназначенные для питания собственных нужд станций и подстанций или для установки внутри зданий, снабжаются газовым реле.

4.8. Трансформаторы, укомплектованные сигнализирующими приборами, снабжаются

клеммной коробкой предназначенной для подключения приборов к цепям сигнализации и

5. Маркирование и пломбирование.

5.1. Ввода трансформатора и место заземления промаркированы методом штамповки.

5.2. Трансформаторы снабжены паспортной табличкой, расположенной на короткой стенке бака трансформатора, на которой указаны данные в соответствии с пунктом 2.1 настоящего РЭ.

5.3. На трансформаторе нанесены знаки: место строповки и центр тяжести.

5.4 Сборочные единицы крышка-бак и пробка на баке опломбированы.

Пломбирование трансформатора произведено на двух болтах, расположенных на короткой стороне крышки трансформатора. Пломбирование трансформаторов не допускает неконтролируемой разборки их частей и слива масла.

При нарушении пломб предприятие - изготовитель снимает с себя гарантийные обязательства, установленные техническими условиями.

6.1. Трансформатор отправляют потребителю полностью собранным, залитым

трансформаторным маслом. На время транспортирования потребителям вводы ВН защищены от повреждений.

6.2. Трансформатор имеет временное защитное покрытие (консервацию).

- выступающие наружу токоведущие шпильки, шайбы, гайки и колпаки вводов;

- заземляющие болты и шайбы;

Детали, подлежащие консервации, предварительно проверяются на отсутствие коррозии, очищаются от загрязнений, обезжириваются и просушиваются.

6.3. Консервацию производят на предприятии-изготовителе смазкой пушечной по

ГОСТ 19537-83 в соответствии с требованиями ГОСТ 23216-78,толщина покрытия в пределах 0.5-1.5 мм. Срок годности консервации 12 месяцев.

6.4. После прибытия трансформатора к месту разгрузки должен быть произведен его осмотр заказчиком, совместно с представителем транспортирующей организации. Проверяется целостность пломб, определяется состояние (наличие или отсутствие повреждений) трансформатора, а также наличие масла на транспортном средстве и трансформаторе. При обнаружении повреждений трансформатора составляется акт установленной формы.

7. Указание мер безопасности.

7.1. При монтаже и эксплуатации трансформаторов необходимо соблюдать требования ПЭЭП для электроустановок напряжением свыше 1000 В, местные инструкции, «Типовые правила пожарной безопасности для промышленных предприятий».

7.2. Трансформатор или его активную часть разрешается поднимать только за специально

предназначенные для этой цели устройства:

- трансформатор в сборе - за отмаркированные петли «Место строповки»

активную часть с крышкой - за петли, расположенные на крышке (см. рисунок 9);

активную часть без крышки - за верхние балки магнитопровода.

7.3. Категорически запрещается.

- производить работы и переключения на трансформаторе, включенном в сеть, хотя бы с одной стороны;

- оставлять переключатель в промежуточном положении;

- эксплуатировать трансформатор с неисправными вводами;

- эксплуатировать трансформатор без масла или с пониженным уровнем масла;

- включать в сеть трансформатор без заземления бака;

- в процессе эксплуатации нарушать герметичность трансформаторов.

7.4. Вскрытие трансформатора разрешается не ранее, чем через час после снятия нагрузки, при этом температура его наружных поверхностей не должна превышать плюс 50 °С.

8. Подготовка трансформатора к работе и пуск.

8.1. Трансформатор вводится в эксплуатацию без ревизии

8.2. Перед включением трансформатора необходимо:

- изучить сопроводительную техническую документацию, подготовить монтажную

площадку, оборудование и материалы;

- произвести внешний осмотр трансформатора, чтобы убедиться в исправности доступных для осмотра сборочных единиц и деталей и отсутствие течей масла, проверить целостность пломб;

- на трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ слить трансформаторное масло до отметке на шкале маслоуказателя, соответствующей температуре окружающей среды;

- при необходимости слить или долить трансформаторное масло до отметки на шкале

маслоуказателя, соответствующей температуре окружающей среды. На трансформаторах

типа ТМ доливать через заливную пробку на маслорасширителе, а на трансформаторах

типа ТМГ - через штуцер предохранительного клапана.;

- снять консервирующую смазку со всех узлов и деталей трансформатора, протереть

- измерить сопротивление обмоток постоянному току и сопротивление изоляции НН-бак, ВН-бак, ВН-НН и сравнить их с паспортными данными. Допускается включение

трансформатора с сопротивлениями изоляции не менее:

НН-бак-300 МОм; ВН-бак-500 МОм; НН-ВН-500 МОм;

- измерить коэффициент трансформации на всех положениях переключателя, установить и зафиксировать переключатель ответвления обмоток в нужном положении;

- произвести отбор пробы масла через пробку в нижней части бака и определить пробивное напряжение в стандартном разряднике. Пробивное напряжение должно быть не ниже 40кВ. После взятия пробы масла пробку опломбировать Если при испытании масла

электрическая прочность будет ниже указанной и при сниженном значении

сопротивления изоляции по сравнению с п.9.3. трансформатор подлежит контрольной

подсушке одним из методов по приложению И (для типа ТМ). Для Трансформаторов типа

ТМ-1000 и ТМФ-1000 при подсушке масла необходимо просушить или заменить

силикагель в термосифонном фильтре в соответствии с приложением Ж;

- заземлить бак трансформатора

8.3. Для исключения проворачивания шпилек вводов НН и ВН при подключении кабелей,

шин и контактных зажимов необходимо придерживать шпильку за нижнюю гайку поз.4 ключом.

8.4. Ревизию активной части производят в исключительных случаях, в присутствии

представителя завода-изготовителя или по его письменному разрешению, в соответствии с

приложением К при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, хранения, выгрузки, которые привели к появлению дефектов в трансформаторе и дефекты не могут быть устранены без вскрытия активной части. При необоснованной ревизии активной части трансформатора предприятие-изготовитель имеет право снять гарантию, установленную техническими условиями.

8.5. Перезарядить воздухоосушитель силикагелем если индикаторный

силикагель имеет розовый цвет.

8.6. На трансформаторах, укомплектованных термометром или термосигнализатором,

установить их на трансформатор в соответствии с приложениями В и Г.

8.7. На трансформаторах, укомплектованных мановакуумметром, установить его на

трансформатор в соответствии с приложением Л.

8.8. Проверить положение подвижных контактов на мановакуумметре и термосигнализаторе. Указатели давления на мановакуумметре должны находиться напротив цифр, указывающих

давление -0,35 и +0,75 кгс/см2.

Указатель максимальной температуры (правая стрелка на термосигнализаторе) должен находиться напротив 100 °С. Левую стрелку установить напротив 90 °С.

При монтаже и проверке контрольно-измерительных приборов и защитных устройств необходимо руководствоваться инструкциями, прилагаемыми к ним.

8.9. Соединить клеммную коробку с соответствующей системой защиты распредустройства низкого напряжения .

8.10. Трансформаторы, имеющие газовое реле, установить на фундамент с подъемом со

стороны маслорасширителя на угол 1 - 1,5°.

8.11. Первое включение трансформатора следует произвести при отключенной нагрузке (в

режиме холостого хода) в соответствии с ПЭЭП на номинальное напряжение на время не менее 30 мин, для наблюдения за состоянием трансформатора.

Включать трансформатор в сеть, руководствуясь местными инструкциями.

9. Измерение характеристик изоляции.

9.1 За температуру трансформатора принимается температура масла в трансформаторе или при отключенном от сети трансформаторе - температура окружающего воздуха. При

температуре ниже плюс 10 °С трансформатор необходимо нагреть. Нагрев производить одним из следующих методов:

- выдержать трансформатор в отапливаемом помещении;

- прогреть токами короткого замыкания;

- прогреть с использованием внешних источников тепла

9.2. После прогрева трансформатора температура изоляции принимается равной средней

температуре обмотки ВН, определенной по сопротивлению обмотки постоянному току,

измеренному через 1-1.5 ч. после отключения нагрева токами короткого замыкания и 0.5 ч. при внешнем источнике тепла

9.3. Измерение характеристик изоляции производить по приложениям Д, Н, П и по "Нормам испытаний" или по местным инструкциями, если они не противоречат "Нормам испытаний".

10. Эксплуатация трансформатора.

10.1. Эксплуатация трансформатора осуществляется согласно настоящего руководства, ПЭЭП и ГОСТ 11677-85.

10.2. Допустимые превышения напряжения сверх номинального в соответствии с ПЭЭП.

10.3. Наибольшие допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки

трансформатора в соответствии с приложением П, ГОСТ 14209-85 и ПЭЭП.

10.4. Трансформатор допускает продолжительную нагрузку нейтрали обмотки НН не более:

- для схемы соединения обмоток У/Ун - 25%;

- для схемы соединения обмоток У/2н и Д/Ун - 75% номинального тока обмотки НН

10.5. Трансформатор допускает ударные толчки током. При этом отношение ударного тока

нагрузки к номинальному не должно превышать:

- 4.0 при числе толчков тока в сутки до 3;

- 2.0 при числе толчков тока в сутки свыше 3 до 10;

-1.3 при числе толчков тока в сутки свыше 10 до 1000. Продолжительность толчков до 15 с.

10.6. Запрещается эксплуатация трансформатора, если уровень масла по шкале

маслоуказателя работающего трансформатора ниже уровня масломерного стекла.

10.7. Трансформаторы, укомплектованные указателем предельного уровня масла, запрещается

эксплуатировать при отсутствии поплавка в колпачке указателя предельного уровня масла.

11. Техническое обслуживание.

11.1. В процессе эксплуатации трансформатора техническое обслуживание осуществляется в соответствии с ПЭЭП.

11.2. Для своевременного обнаружения неисправностей трансформатора необходимо в сроки, предусмотренные ПЭЭП и местными инструкциями, проводить периодические внешние осмотры без отключения трансформатора.

Периодичность и объем профилактических испытаний проводиться в соответствии с приложением Н, местными инструкциями и ПЭЭП. Нормы - в соответствии с "Нормами

В объем текущего ремонта входит:

- наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;

- чистка изоляторов и бака;

- прокрутка переключателя ответвлений;

В случае, если для устранения неисправности необходимо проводить работы на активной части трансформатора - руководствоваться указаниями приложения, К к данному руководству.

12. Правила хранения и транспортирования.

12.1. Трансформатор должен храниться в вертикальном положении на открытых

площадках. Допускается хранение в закрытом помещении или под навесом. Условия

хранения трансформатора 8 ГОСТ 15150-69 на срок хранения до одного года.

12.2. При длительном хранении трансформатора необходимо периодически, 1 раз в год,

производить наружный осмотр.

12.3. Трансформаторы могут перевозиться всеми видами транспорта, в соответствии с

правилами перевозок груза, действующими на транспорте данного вида.

12.4. Крепление трансформатора на транспортных средствах должно производиться за

специальные скобы, расположенные на баке (не допускается транспортирование

трансформаторов, не раскрепленных относительно транспортных средств).

12.5. Не допускается транспортировать трансформаторы автомобильным транспортом по

грунтовым дорогам с превышением скорости свыше 30 км/час.

13 Комплектность поставки

13.1 В комплект поставки входят:

- трансформатор – 1 шт.;

- руководство по эксплуатации – 1экз.;

- контактный зажим – 4 шт. (для трансформаторов мощностью 400-1600 кВ·А);

- мановакуумметр – 1 шт. (для трансформатора ТМГ (Ф)-1600);

- газовое реле – 1 шт. (для трансформаторов ТМ (Ф)-1600)

13.2 По отдельному требованию заказчика трансформатор дополнительно комплектуется:

- термометр – 1 шт.;

- защитный кожух – 1 шт.;

- контактный зажим – 4 шт. (для трансформаторов мощностью 100-250 кВ·А);

- протокол заводских испытаний – 1 экз.

Инструкция по пользованию переключателем

Проверка работоспособности переключающего устройства и усилия контактного нажатия

производиться на заводе-изготовителе и не требуют дополнительной проверки.

Переключатель предназначен для переключения ступеней напряжения трансформатора при

отключенном от сети трансформаторе (переключение без возбуждения). Устройство

переключателя см. рис. Б1 и Б2.

Перед переключением необходимо отключить трансформатор как со стороны высшего, так и

со стороны низшего напряжения.

Для переключения трансформатора необходимо (см. рис. Б3 и Б4):

1. Вывести указатель положения ручки из паза лимба поднятием вверх.

2. Повернуть ручку переключателя 3-5 раз по всем положениям в одну и другую

3. Установить переключатель в нужное положение поворотом ручки. Правильность

выбранного положения переключателя указывает «указатель положения»

переключателя, он должен находиться напротив соответствующей цифры положения

переключателя, нанесенной на лимбе переключателя.

Запрещается включение трансформатора, если указатель не вошел в паз лимба.

СУШКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

1 Контрольный прогрев и контрольная подсушка в собственном баке с маслом

1.1 При контрольном прогреве и контрольной подсушке прогрев трансформатора

производить одним из следующих методов:

- индукционный прогрев за счет вихревых потерь в стали бака;

- прогрев токами короткого замыкания;

1.2 Контрольный прогрев производить с маслом без вакуума до температуры верхних слоев

масла, превышающей 100 °С:

- на 5 °С при прогреве методом короткого замыкания;

- на 10 °С при прогреве индукционным методом.

1.3. Контрольную подсушку производить с маслом при температуре верхних слоев масла 80°С.

Через каждые 12 часов подсушки в течении 4 часов производить циркуляцию масла через трансформатор масляным насосом производительностью не менее 4 м куб/час. В процессе контрольной подсушки периодически измерять характеристики изоляции. Подсушка прекращается, когда характеристики изоляции будут соответствовать п. 10.3 или паспортным данным, но не ранее чем через 24 ч. после достижения температуры масла 80 °С. Длительность подсушки не должна превышать 48 ч (не считая времени нагрева).

2 Сушка активной части трансформатора производится без масла одним из следующих методов:

- в стационарном сушильном шкафу под вакуумом (при максимально возможной величине последнего);

- в специальной камере (шкафу) без вакуума;

- в своих баках под вакуумом не выше 30 кПа (0.3 кГ/см );

- в своих баках без вакуума, с вентиляцией бака. При этом рекомендуются следующие

способы нагрева: индукционный нагрев бака или нагрев активной части потерями от токов

нулевой последовательности. Вне бака - нагрев инфракрасным излучением. Другие способы

сушки допускаются, если они обеспечивают качество сушки не хуже перечисленных и

безопасны для трансформатора.

Допускается использование постоянного тока и токов короткого замыкания в обмотках в качестве источников тепла при сушке (при этом величина тока устанавливается не более 0.9-1н в обеих обмотках).

2.2 При сушке активной части должно быть обеспечено поддержание температуры:

- обмоток в пределах плюс (95. 105) °С;

- магнитной системы не ниже плюс 90 °С.

Сушка считается законченной, если сопротивление изоляции остается неизменным в течение 3 ч. при практически неизменной температуре обмоток, находящихся в указанных выше пределах и неизменном вакууме (если он применяется).

1 Требования к условиям проведения ревизии и ее сроки.

1.1 Ревизия, с указанным ниже объемом работ, производится в исключительных случаях

при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, хранения,

выгрузки, эксплуатации, которые привели к появлению дефектов в трансформаторе и дефекты не

могут быть устранены без вскрытия активной части

1.2 Моментом начала ревизии считается начало слива масла. Ревизия должна проводиться

преимущественно в сухом, закрытом, защищенном от пыли и атмосферных осадков помещения.

Условия, при которых допускается проведение ревизии активной части трансформатора вне

помещения, приведены в таблице, при этом предусматривают выполнение следующих

1.2.1 Температура активной части должна быть равна или выше температуры

1.2.2 Работы с трансформатором при слитом масле проводить в ясную погоду, без

атмосферных осадков или в помещении. Температура и влажность должны измеряться каждые

1.2.3 Перед началом работ активная часть должна быть разогрета до температуры, превышающей температуру окружающего воздуха, не менее чем на 10°С, но при этом температура активной части должна быть не ниже 20°С.

1.3 Продолжительность и условия проведения работ, проводимых на трансформаторе при

слитом масле, приведены в таблице К1.

1.4 Продолжительность работ с трансформатором при слитом масле при температуре

окружающего воздуха выше О °С и относительной влажности воздуха менее 80% может быть

увеличена в 2 раза против указанной в таблице, 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 по п. 1.3 и 1.4 настоящего приложения,

трансформатор должен быть подвергнут контрольному прогреву (см. приложение Ж). Если

путем контрольного прогрева характеристики изоляции не приведены в соответствие с

требованиями настоящей инструкции, проводится сушка трансформатора (см. приложение Ж)

2. Объем и последовательность работ

2.1 Из бака трансформатора слить масло, отсоединить крышку бака равномерно по

2.2 Поднять активную часть за крышку - для трансформаторов типа ТМ и ТМГ, установить

на деревянный настил. Запрещается проводить работу на весу.

2.3 Отсоединить вводы ВН и НН, снять изоляторы, снять колпак привода переключателя и

затем снять крышку бака, открутить гайки на кронштейнах раскрепления активной части в баке,

поднять активную часть трансформатора за ярмовые балки - для трансформаторов типа ТМФ и

ТМГФ, установить на деревянный настил.

2.4 Проверить затяжку крепежа активной части. Замеченные ослабления устранить.

2.5 Осмотреть состояние контактных поверхностей переключателя, проверить действие

2.6 Выполнить необходимые работы. Все обнаруженные дефекты устранить.

2.7 Промыть активную часть струей трансформаторного масла (промывку производить после

завершения всех работ, измерений и проверок, непосредственно перед опусканием активной

2.8 Промыть и очистить доступные внутренние поверхности бака.

2.9 Опустить активную часть в бак и произвести затяжку болтов равномерно по периметру,

предварительно приклеив (резиновым клеем) к раме разъема резиновую прокладку.

2.10 Залить трансформатор маслом с электрической прочностью не менее 40 кВ до

появления масла на отметке маслоуказателя.

Температура масла должна быть не ниже плюс 10 °С, а температура активной части трансформатора выше температуры масла.

2.11 Оставить трансформатор для выхода остатков воздуха из активной части на срок не менее 90 часов. После отстоя трансформатора долить масло до уровня маслоуказателя (в соответствии с п.8.2), проверить целостность и состояние уплотнительной прокладки и закрыть патрубок.