Инструкция по эксплуатации трансформаторов дата введения 2012-03-02

Скачать 1.19 Mb.

Название	Инструкция по эксплуатации трансформаторов дата введения 2012-03-02
страница	4/8
Тип	Инструкция по эксплуатации

rykovodstvo.ru > Инструкция по эксплуатации > Инструкция по эксплуатации

1 2 3 4 5 6 7 8

7 Эксплуатация трансформаторного масла

7.1 Выбор марки свежего масла, порядок смешивания масла различных марок, объем и сроки проведения отбора проб масла для физико-химического анализа масла, температура заливаемого масла, условия заливки маслом системы охлаждения видов ДЦ, Ц, НЦ (если она проводится отдельно от заливки бака), замена адсорбентов, засыпаемых в фильтры, и введение ингибиторов окисления согласно [12].

7.2 Масло, не соответствующее требованиям стандартов или технических условий на них, не допускается заливать в трансформаторы.

7.3 Трансформаторы, вводимые в эксплуатацию впервые или после капитального ремонта, следует заливать (доливать) трансформаторным маслом под вакуумом согласно таблице 9.

Таблица 9 - Остаточное давление при заливке масла в трансформаторы, впервые вводимые в эксплуатацию или после капитального ремонта


Класс напряжения трансформатора, кВ	Наличие пленочной защиты	Остаточное давление в баке, мм, рт.ст., не более
110, 150	Нет	410
110, 150	Да	5
220-500	Нет	10
220-500	Да	5
750	Да	1,5

7.4 Для трансформаторов с сильно изношенной бумажной изоляцией обмоток указанная в таблице 9 степень вакуумирования может быть опасной. Технология обработки масла (включая степень вакуумирования) при состарившейся твердой изоляции должна быть выбрана по решению технического руководителя энергосистемы (энергообъекта).

7.5 Масло, заливаемое и залитое в бак трансформатора, следует испытывать в соответствии с [5].

7.6 Проверка масла из бака контакторов устройств РПН должна выполняться согласно п. 10.20.

7.7 Избыточное давление масла в охладителях систем охлаждения ДЦ, Ц, НЦ должно быть на 0,1-0,2 МПа выше, чем воды.
     8 Испытания трансформаторов в эксплуатации

8.1 Виды испытаний трансформаторов в эксплуатации:

- при вводе в эксплуатацию;

- при капитальном ремонте;

- при текущем ремонте;

- между ремонтами.

8.2 Испытания при вводе в эксплуатацию (в том числе после восстановительного ремонта) проводят в период монтажа и после него на месте установки.

8.3 Испытания при капитальном ремонте: при сдаче в капитальный ремонт, в процессе ремонта и после ремонта трансформатор должен подвергаться испытаниям по предварительно утвержденной программе, составленной в соответствии с [5, 13, 14].

8.4 Объем и периодичность испытаний и измерений при текущем ремонте и между ремонтами установлены в [5, 12, 15].

8.5 Результаты испытаний сравнивают с установленными нормами, с результатами заводских измерений, с данными предыдущих измерений.

8.6 Результаты всех испытаний должны быть оформлены протоколом. В протоколе, помимо результатов испытаний и измерений, должны быть указаны методы, приборы и схемы, по которым проводят испытания, температуры обмоток, масла и т.п. Эти данные необходимы для сопоставления результатов испытаний, проведенных в разное время.

8.7 Протоколы испытаний хранят в течение всего времени эксплуатации трансформатора.
     9 Действия персонала при неисправности трансформатора

9.1 Обслуживающий персонал, обнаружив при осмотре какую-либо неисправность трансформатора (течь масла или недостаточный его уровень в расширителе, понижение уровня масла во вводе, трещина на вводе, недопустимый нагрев верхних слоев масла, нарушения работы системы охлаждения, повышенный шум, вибрация и пр.) обязан поставить в известность технического руководителя предприятия и принять все меры для устранения неисправности. Сведения о неисправности необходимо внести в соответствующие журналы.

9.2 При обнаружении неисправности в трансформаторе, устранение которых без отключения трансформатора невозможно, решение о выводе в ремонт принимается руководителем энергообъекта по согласованию с системным оператором, если трансформатор является объектом диспетчеризации.

9.3 В сетях 110-220 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные действия по заземлению нейтрали этих трансформаторов не допускаются, см. также п.5.2.15.

9.4 При медленном снижении уровня масла в расширителе ниже нормальной отметки в процессе снижения нагрузки или понижения температуры окружающего воздуха необходимо принять меры к выяснению и устранению причин неисправности и долить в трансформатор масло.

9.5 Если из-за сильной течи уровень масла в трансформаторе быстро снижается, необходимо принять срочные меры по устранению течи, после чего долить масло в трансформатор до соответствующего уровня.

9.6 При снижении уровня масла (быстром или медленном) не следует переводить цепь отключения газовой защиты на сигнал.

При работе реле уровня масла на сигнал приять меры к отключению трансформатора.

После устранения неисправности и/или окончания доливки необходимо выпустить скопившийся воздух из газового реле.

9.7 При появлении сигнала о повышении температуры масла или о прекращении циркуляции масла, воды или останова вентиляторов дутья обслуживающий персонал обязан выяснить причину неисправности и принять меры по ее устранению. При длительности отключении искусственного охлаждения систем охлаждения ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ, сверх указанной в пп.5.4.1-5.4.3, трансформатор должен быть отключен.

9.8 При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора, отобран газ из газового реле для анализа. Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания должны быть произведены разгрузка и отключение трансформатора. Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению должно быть минимальным.

9.9 По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора и возможность его нормальной эксплуатации.

9.10 В случае автоматического отключения трансформатора действием защит от внутренних повреждений трансформатор можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключения трансформатора защитами, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

9.11 Если после отключения трансформатора газовой защитой проверка показала, что действие защиты вызвано внутренним повреждением, то повторное включение трансформатора не допустимо.

9.12 При обнаружении дефекта предохранительного клапана он подлежит замене, ремонт не допустим.
     10 Эксплуатация и текущий ремонт устройств РПН

10.1 Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) должны эксплуатироваться согласно руководствам по эксплуатации заводов-изготовителей. Местные инструкции должны быть составлены на основе требований заводских руководств по эксплуатации и требований настоящего раздела.

10.2 Устройства РПН трансформаторов должны постоянно находиться в работоспособном состоянии. Предпочтителен автоматический режим РПН.

10.3 По согласованию с системным оператором допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения (например, при неисправностях и режимах работы трансформатора, при которых блок автоматического управления не может быть использован) путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии.

Число переключений должно фиксироваться счетчиком числа переключений.

10.4 При работе трансформаторов, снабженных устройством РПН с блоком автоматического управления приводом РПН (БАУ РПН), должны быть обеспечены вывод БАУ РПН из работы и выдача сигнализации неисправности при:

а) невыполнении команды на переключение (застревании контактов избирателя в промежуточном положении, неисправность приводного механизма);

б) выходе из строя БАУ РПН;

в) исчезновении питания привода устройства РПН и БАУ РПН.

10.5 При параллельной работе трансформаторов, снабженных устройствами РПН с БАУ РПН, должны быть дополнительно обеспечены вывод БАУ РПН из работы и сигнализация неисправности при рассогласовании коэффициентов трансформации трансформаторов.

10.6 Блок автоматического управления при его повреждении должен быть отключен, устройство РПН следует перевести на дистанционное управление.

10.7 При отказе схемы дистанционного управления устройство РПН следует перевести на местное управление (при наличии последнего) и принять срочные меры по выявлению и устранению неисправности.

10.8 Переключение устройств РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.

10.9 В схеме управления устройств РПН должны быть постоянно включены блокировки, не позволяющие производить переключение устройства при токе, превышающем допустимый ток для данного переключающего устройства, возникновении рассогласования положений у однофазных устройств РПН и при понижении температуры масла в контакторе резисторных устройств РПН ниже минус 25 °С.

10.10 При осмотрах дежурным персоналом реакторных устройств РПН (устройств РПН с токоограничивающими реакторами) необходимо обращать внимание на следующее:

а) соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления;

б) соответствие положений на указателях приводных механизмов параллельно работающих трансформаторов;

в) строгое соответствие фиксированному положению приводного механизма;

г) уровень масла в баке контакторов (он должен быть в пределах отметок, нанесенных на маслоуказателе);

д) внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства РПН.

10.11 При осмотре дежурным персоналом резисторных устройств РПН (быстродействующих устройств РПН с токоограничивающими резисторами) необходимо обращать внимание на следующее:

а) соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления;

б) соответствие положений на указателях приводных механизмов на устройствах РПН, имеющих пофазное управление, и параллельно работающих трансформаторов;

в) строгое соответствие фиксированному положению приводных механизмов в пределах допусков по лимбу;

г) наличие необходимого уровня масла в отсеке расширителя или баке контакторов;

д) уплотнение заглушек и разъемов (течи масла недопустимы);

е) состояние защитной мембраны бака контактора;

ж) работу обогревателей в приводах и шкафах управления обогревом (в зимний период);

з) состояние воздушного промежутка: корпус контактора - разрядник (сокращение изоляционного расстояния посторонними предметами недопустимо);

и) состояние гибких спусков к вводам ВН или СН, на которых установлено устройство РПН;

к) внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства РПН.

10.12 Переключающими устройствами РПН трансформаторов разрешается оперировать при температуре верхних слоев масла минус 20 °С и выше для погружных резисторных устройств РПН и минус 45 °С и выше для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева.

10.13 Эксплуатационный персонал обязан вести учет работы устройств РПН. Количество переключений, проведенных переключающим устройством и зафиксированное счетчиком, установленным в приводе, следует периодически (не реже 1 раза в месяц) записывать в журнал или паспорт устройства РПН.

10.14 Ревизия элементов схемы управления приводом проводится согласно руководству по эксплуатации заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в год. Блок автоматического управления необходимо проверять вместе с устройством РЗА. При этом необходимо проверять:

а) состояние всех электрических контактных соединений (при необходимости провести регулировку);

б) исправность конечных выключателей;

в) исправность блока автоматического управления и стабильность его уставок.

10.15 Наблюдение за приводным механизмом заключается в его периодических осмотрах, во время которых подтягиваются ослабевшие винты и гайки, проверяется состояние контактов реле и других приборов, наличие смазки на трущихся деталях механизма и в масленках.

10.16 При эксплуатации приводных механизмов ЕМ-1 устройств РПН серий SAV, SCV, SDV, изготовленных до 1983 г. и установленных на трансформаторах АОДЦТН-167000/500/220, АТДЦТН-250000/500/110, следует:

а) обеспечить герметичность шкафов, обращая внимание на уплотнения кабельных вводов и дверцы шкафа;

б) регулярно (два раза в год) производить осмотры и чистку аппаратуры, установленной в шкафу;

в) периодически контролировать исправность устройств обогрева;

г) проводить проверку и очистку от коррозии магнитных пускателей (после обнаружения потери герметичности шкафов привода).

10.17 Через каждые 6 месяцев следует смазывать наружные трущиеся узлы и детали привода РПН незамерзающей смазкой.

10.18 На трансформаторах с выносными разрядниками, защищающими обмотку РО, один раз в год проверять исправность выносных разрядников перед наступлением грозового периода.

При всех работах на контакторе и выносном разряднике необходимо проверять отсутствие воздуха в опорных изоляторах под разрядниками, для чего следует отвинчивать пробки до появления масла.

10.19 После монтажа, каждой ревизии или длительного отключения трансформатора, а также в случае длительного отсутствия переключений РПН (более 6 месяцев) необходимо проводить прокрутку избирателя ответвлений по всем положениям 2-3 раза для снятия пленки окислов с контактных поверхностей.

10.20 Масло из бака контакторов устройств РПН следует испытывать на наличие влаги по ГОСТ 1547 и на пробивное напряжение после определенного числа переключений, указанного в заводском руководстве по эксплуатации данного устройства РПН, но не реже 1 раза в год. Минимальное пробивное напряжение указано в таблице 10. При снижении пробивного напряжения масла ниже указанного в таблице 10, а также после числа переключений, оговоренного в заводском руководстве по эксплуатации, масло должно быть заменено.

Таблица 10 - Пробивное напряжение трансформаторного масла в баке контакторов


Тип устройства РПН	Пробивное напряжение, кВ, не менее
	в контакторе	для заливки
РНТ, РНО	22	30
РНОА на 35 кВ	30	40
РНОА на 110 кВ	35	50
РНОА на 220-330 кВ	40	50
PC	25	40
SAV, SCV, SDV	30	50

Масло проверяют на количественное влагосодержание по ГОСТ 7822, если этого требует руководство по эксплуатации, причем при влагосодержании выше нормы масло должно быть заменено.

Пробу масла необходимо отбирать через каждые 5 тыс. переключений, но не реже 1 раза в год.

Отбор пробы масла из баков контакторов устройств РПН для хроматографического анализа растворенных газов следует производить при редком использовании РПН, например, только при сезонных переключениях.

Замену масла и промывку контактора проводить по заводским руководствам. При замене масла из бака контактора удалять продукты разложения масла.

10.21 Текущие ремонты устройств РПН с выводом их из работы проводить совместно с текущими ремонтами трансформаторов не реже 1 раза в год, а также после определенного числа переключений, указанного в заводском руководстве по эксплуатации на данный тип устройства РПН.

Внеочередные осмотры контакторов устройств РПН проводить в сроки, указанные в заводском руководстве по эксплуатации.

10.22 Для контактора, установленного на опорном изоляторе, при загрязненном и увлажненном масле следует при текущем ремонте проводить его ревизию. Бак контактора полностью освобождается от масла и очищается от грязи, затем после тщательного осмотра бак снова заливается чистым сухим маслом. Проводят осмотр, ревизию (по заводскому руководству) и смазку элементов привода устройства РПН.

10.23 Срок службы контактов контакторов не одинаков для разных типов устройств РПН. Контакты заменяют в соответствии с указаниями завода-изготовителя при неудовлетворительной круговой диаграмме (при нарушении допусков на углы замыкания и размыкания контакторов), при обнаружении износа контактов сверх следующих значений:

- если подвижные дугогасительные контакты устройств типа РНО(Т)-13, РНО(Т)-21, РНО-17, РНО(Т)-20, РНО(Т)-23, РНО(Т)-24 и неподвижные дугогасительные контакты устройств типа РНО(Т)-13, РНО(Т)-21 обгорели до толщины 7 мм, а неподвижные дугогасительные контакты устройств типа РНО-17, РНО-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 - до толщины 24 мм;

- в устройствах РПН типа РНОА вспомогательные и дугогасительные контакты подлежат замене, если зазор между главными контактами менее 1 мм в момент соприкосновения вспомогательных контактов;

- в устройствах РПН типа PC минимальная допустимая толщина главных контактов составляет: медная часть - 1,5 мм, металлокерамика - 1 мм. При меньшей толщине контакты подлежат замене;

- в устройствах РПН типа SAV, SCV, SDV замена дугогасительных контактов должна проводиться при толщине вольфрамовой контактной накладки менее 1 мм.

10.24 Не допускается зачищать обгоревшие поверхности контактов, так как это создает дополнительный износ контактов и сокращает срок их службы.

10.25 Порядок операций по замене контактов и регулировка нажатия должны строго соответствовать указаниям руководств завода-изготовителя.

10.26 После монтажа или ремонта устройства РПН в обязательном порядке проверяют его работу в объеме и последовательности, указанных в руководствах завода-изготовителя.

10.27 При испытании трансформаторов (в том числе автотрансформаторов), снабженных устройством РПН, перед включением их в работу после монтажа или капитального ремонта следует на холостом ходу провести два-три полных цикла переключений для проверки работы устройства РПН.

10.28 Для своевременного выявления развивающихся повреждений импортных устройств РПН типов SDV1, РС-3, РС-4, РС-9 следует не реже одного раза в 6 мес проводить отбор проб масла из бака трансформатора и выполнение хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

10.29 При обнаружении признаков повреждения необходимо производить измерения активного сопротивления обмотки ВН:

а) для устройств РПН без предизбирателя - на всех положениях;

б) для устройства РПН с предизбирателем - на половине диапазона регулирования и в обоих положениях предизбирателя.

Значения сопротивлений, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2% при одинаковой температуре. Если в паспорте трансформатора указано различие по фазам более 2%, то это должно быть учтено при сравнении и оговорено в протоколе измерений;

в) осциллографирование работы контактора и другие регламентные работы следует проводить в соответствии с [16];

г) проводить ежегодное переключение устройств РПН во всем диапазоне.

10.30 Для устройств РПН типа 3РНОА-110/1000, установленных на автотрансформаторах типа АТДЦТН-200000/220/110, АТДЦТН-200000/330/110 и АТДЦТНГ-125000/220 из-за перегревов контактов избирателя с последующим пробоем масляных промежутков, а также разложения масла и выпадения шлама от подогревателей необходимо проводить отбор проб масла из избирателя для хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

10.31 При обнаружении в пробе масла диагностических газов, продуктов разложения масла и изоляции принять меры к выводу автотрансформатора в ремонт с последующей ревизией контактора и избирателя. При этом необходимо:

- проверить плотность бака контактора во избежание попадания в бак избирателя газов, образующихся при работе контактора. Для этого слить масло из контактора, извлечь выемную часть, вытереть насухо полость бака. Убедиться в отсутствии проникновения масла из бака избирателя в бак контактора через уплотнения или пропускной вентиль между контактором и избирателем. В случае поступления масла восстановить плотность бака контактора. Вентиль на патрубке между избирателем и контактором должен быть надежно закрыт. Если между двумя последними отборами проб масла на хроматографический анализ переключения РПН не производились, плотность контактора допускается не проверять.

- провести ревизию избирателя с полным сливом масла. Во время ревизии проверить состояние контактов, контактное нажатие в соответствии с заводской документацией. Поврежденные элементы заменить.

10.32 Наличие устройства 3РНОА-110/1000 у автотрансформаторов, указанных в п.10.30 типов, следует рассматривать в качестве одного из важных условий необходимости списания такого автотрансформатора.

10.33 Эксплуатационный персонал обязан фиксировать дефекты, неполадки в работе и повреждения устройств РПН, число переключений до замены контактов, выполненные реконструкции, замену узлов и ремонты.
11 Ремонты трансформаторов без замены обмоток и изоляции

11.1 Настоящий раздел распространяется на ремонт трансформаторов напряжением до 750 кВ включительно, проводимый в условиях эксплуатации.

11.2 Каждый трансформатор при сдаче в ремонт, в процессе ремонта и при приемке из ремонта должен подвергаться испытаниям по предварительно утвержденным программам.

11.3 Если не оговорено иначе в заводских или иных нормативных документах, программой испытаний при сдаче в ремонт должны предусматриваться:

- наружный осмотр с выявлением дефектов и составлением ведомости дефектации;

- испытание бака на плотность;

- испытание пробы трансформаторного масла (физико-химический анализ);

- хроматографический анализ газов, растворенных в масле;

- проверка изоляционных характеристик (

);

- измерение сопротивления КЗ трансформатора;

- измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях РПН или ПБВ;

- измерение потерь холостого хода при малом напряжении.

11.4 При ремонте определяется техническое состояние основных узлов, а именно:

- магнитопровод;

- обмотки и изоляция;

- переключающие устройства ПБВ (при их наличии);

- переключающие устройства РПН (при их наличии);

- бак и расширитель;

- предохранительные устройства;

- контрольно-измерительная аппаратура;

- вводы 110-750 кВ;

- средства защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом;

- система охлаждения;

- шкафы автоматического управления охлаждением (при их наличии);

- система предотвращения взрыва и пожара.

11.5 Техническое состояние трансформатора, основных узлов и элементов контролируется при ремонте по следующим показателям:

11.5.1 Магнитопровод:

- наличие местных перегревов, забоин и шлакообразования;

- состояние изоляции и схемы заземления;

- состояния прессовки магнитопровода;

- сопротивление изоляции стяжных шпилек относительно магнитной системы;

- сопротивление изоляции ярмовых балок относительно магнитной системы (при снятых заземляющих шинках) или сопротивление изоляции полубандажей и подъемных пластин относительно активной стали магнитопровода (у магнитных систем бесшпилечной конструкции);

- состояние схемы заземления магнитопровода: заземляющих шинок и качества их установки.

11.5.2 Обмотки и изоляция:

- усилия прессовки обмоток (для каждого прессующего кольца);

- результаты внешнего осмотра на предмет отсутствия соприкосновения междуфазовой изоляции с обмотками и отводами;

- расстояние от междуфазовой изоляции до прессующих колец и других заземленных частей магнитопровода;

- проверка крепления экранирующих витков;

- проверка вертикальности столбов прокладок, крепления отводов, состояния паек контактных соединений, затяжки гаек разъёмных соединений отводов;

- состояние бакелитовых цилиндров, экранов вводов, крепления реек изоляционных барьеров и экранов;

- проверка отсутствия замыканий между прессующими кольцами (при раздельной прессовке), а также между прессующими кольцами и активной сталью магнитопровода, касания изоляционными цилиндрами и рейками прессующих колец.

11.5.3 Переключающие устройства ПБВ:

- состояние контактного узла и привода;

- состояние контактных пружин, проверка усилия, развиваемого контактными пружинами в устройствах ПБВ барабанного типа (П6 и др.).

11.5.4 Переключающие устройства РПН:

- внешний осмотр контактора с проверкой состояния связи контактора с газовым реле и расширителем;

- проверка маслоуказателя контактора и определение целости диафрагмы (мембраны) защитного устройства бака контактора;

- проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе контактора;

- осмотр избирателя с проверкой состояния механической передачи, пружин контактов, изоляционных деталей и токопроводов, резьбовых соединений и контактных поверхностей;

- определение параметров качества трансформаторного масла в баке контакторов;

- измерение характеристик круговой диаграммы последовательности действия элементов устройства РПН после ремонта;

- проверка состояния контактов устройств РПН по толщине контакта или вольфрамовой контактной накладки (в устройствах типа SAV, SCV, SDV);

- измерение усилия нажатия в контактах контакторов;

- измерение значений сопротивления токоограничивающих резисторов;

- опробование устройств РПН на предмет отсутствия заеданий после сборки трансформатора и соединения устройства с его приводом (с помощью ручного привода по всему диапазону регулирования);

- осциллографирование работы контактов контактора;

- проверка работы системы автоматического управления работой устройства РПН, дистанционного управления приводом;

- проверка привода устройства: состояние всех крепежных соединений; наличие смазки в масленках подшипников и между трущимися частями механизма и редуктора; правильность остановки привода в выбранном положении и работы крайних электрических и механических блокировок, а также блокировки электродвигателя при установленной рукоятке ручного привода; сопротивление изоляции электрических цепей; проверки работы дистанционного указателя положения устройства, действие нагревателей и командных кнопок.

11.5.5 Бак и расширитель:

- наружный осмотр;

- чистка;

- проверка состояния сварных швов;

- спуск грязи из расширителя, доливка масла в случае необходимости, проверка маслоуказателя;

- проверка соответствия уровня масла в расширителе показанию маслоуказателя;

- испытания на маслоплотность.

11.5.6 Предохранительные устройства:

- проверка соединений и пружин каждого предохранительного клапана;

- проверка состояния и крепления соединительных проводов, электромагнита и кнопки отсечного клапана;

- измерения сопротивления изоляции обмотки электромагнита и соединительных проводов;

- проверка срабатывания отсечного клапана;

- осмотр и испытания на маслоплотность предохранительной трубы;

- проверка целости мембраны выхлопной трубы или предохранительного клапана;

- проверка работы реле давления, газового и защитного реле.

11.5.7 Контрольно-измерительная аппаратура:

- проверка соответствия взаимного положения рычага и стрелки маслоуказателя и проверки замыкания сигнальной цепи;

- проверка целости и изоляции электропроводки термосигнализатора;

- проверка приборов для измерения температуры масла;

- проверка реле уровня масла;

- проверка вторичных цепей.

11.5.8 Вводы 110-750 кВ: результаты испытания вводов в соответствии с [5] и действующими нормативно-техническими документами.

11.5.9 Изоляторы: чистка и протирка.

11.5.10 Средства защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом:

- контроль герметичности соединений установки азотной защиты масла (путем создания избыточного давления азота) или осмотра внутренней поверхности гибкой оболочки плёночной защиты масла на предмет отсутствия в ней масла;

- осмотр и испытания на маслоплотность термосифонных и адсорбционных фильтров избыточным давлением масла;

- проверка и смена сорбента в термосифонных и адсорбционных фильтрах и воздухоосушителе; причем при работах по смене сорбента в фильтрах трансформаторов с охлаждением ДЦ и Ц, проводимых без их отключения, следует принять меры, обеспечивающие удаление воздуха из системы охлаждения и адсорбционных фильтров после проведения этих работ.

11.5.11 Система охлаждения.

11.5.11.1 Осмотр и чистка устройств охлаждения, проверка подшипников вентиляторов и маслонасосов; проверка герметичности охладителей Ц избыточным давлением.

11.5.11.2 Проверка и испытание системы автоматики и сигнализации системы охлаждения Д, ДЦ, Ц и т.п.

11.5.11.3 Система охлаждения вида ДЦ:

- испытания на герметичность охладителей и электронасосов;

- проверка бессальниковых электронасосов с оценкой состояния подшипников и крепления рабочего колеса;

- измерения сопротивления изоляции обмоток статоров электродвигателей в соответствии с [5];

- измерения вибрации корпуса электронасоса;

- проверка вентиляторов и крыльчаток (с измерением зазора между крыльчатками и диффузорами по всему периметру);

- измерения сопротивления изоляции обмоток статоров двигателей;

- измерения вибрации в контрольных точках;

- внешний осмотр и проверка маслоплотности трубопроводов.

11.5.11.4 Система охлаждения вида Ц:

- внешний осмотр маслоохладителей для выявления мест попадания масла в водяную камеру;

- проверка и испытания системы автоматики и сигнализации;

- проверка и испытания на герметичность межтрубного пространства (на масляной стороне) трансформаторным маслом;

- проверка и испытания на герметичность водяных камер давлением воды и заполнения межтрубного пространства трансформаторным маслом;

- внешний осмотр и проверка маслоплотности трубопроводов.

11.5.11.5 Система охлаждения вида М:

- внешний осмотр и испытания на непроницаемость сварных швов трубчатых радиаторов сжатым воздухом и мыльным раствором;

- испытания на маслоплотность (проводимые после окончания ремонта) трансформаторным маслом при давлении.

11.5.12 Шкафы автоматического управления охлаждением:

- внешний осмотр шкафов автоматического управления и проверки исправности их заземления;

- измерения сопротивления изоляции электрических цепей.

11.5.13 Система предотвращения взрыва и пожара: проверка и испытания системы автоматики и сигнализации.

11.6 Перед включением трансформатора после монтажа или ремонта обслуживающий персонал обязан провести тщательный осмотр трансформатора и опробование трансформатора номинальным напряжением.
12 Меры безопасности при эксплуатации трансформаторов

12.1 Меры безопасности, в том числе пожарной, при эксплуатации трансформаторов должны быть обеспечены по [9, 15].

12.2 При возникновении пожара на трансформаторе он должен быть отключен от сети всех напряжений (если он не отключился от действия релейной защиты) и заземлен.

12.3 При возникновении пожара на трансформаторе персонал должен руководствоваться и действовать согласно оперативной карточке пожаротушения.

12.4 Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии).

12.5 При тушении пожара следует приять меры для предотвращения распространения огня, исходя из создавшихся условий.

12.6 При невозможности ликвидировать пожар основное внимание должно быть уделено защите от огня расположенных рядом трансформаторов и другого неповрежденного оборудования.

12.7 Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из бака.

12.8 Стационарная установка пожаротушения должна работать в автоматическом режиме.

12.9 При осуществлении текущих ремонтов трансформаторов должно осуществляться опробование водяной автоматической установки пожаротушения.

12.10 Должна своевременно осуществляться промывка гравийной засыпки, своевременное устранение течи масла, трансформатор должен быть укомплектован первичными средствами пожаротушения согласно [17].
13 Требования к ведению технической документации трансформаторов

13.1 На каждый трансформатор необходимо иметь документацию завода-изготовителя, монтажную и эксплуатационную документацию.

13.2 При поставке трансформатора должна прилагаться следующая документация:

- паспорт трансформатора;

- паспорта комплектующих изделий;

- руководство по эксплуатации трансформатора;

- руководство по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию трансформатора;

- технические описания и руководства по эксплуатации и ремонту важнейших составных частей в соответствии с нормативной документацией на трансформаторы конкретных видов;

- протоколы заводских испытаний.

Основные технические данные и характеристики, которые должен содержать паспорт трансформатора, приведены ГОСТ Р 52719 (приложение Е).

13.3 Монтажная документация:

- протоколы монтажных испытаний;

- акты приемки после монтажа.

13.4 Эксплуатационная документация:

- протоколы текущих испытаний трансформатора, вводов, устройств РПН;

- протоколы до- и послеремонтных испытаний;

- протоколы осмотра активной части и другая ремонтная документация;

- протоколы (отчеты), при их наличии, по комплексным диагностическим обследованиям технического состояния трансформатора;

- акты ремонта;

- акты расследования нарушений в работе энергообъекта, связанных с данным трансформатором;

- эксплуатационный лист (заносятся данные по режимам и условиям эксплуатации трансформатора);

- протоколы-заключения технического освидетельствования трансформатора.

Приложение А

(обязательное)

1 2 3 4 5 6 7 8

	Инструкция по эксплуатации газовой защиты дата введения 2001-09-01 Разработано открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...		Российской Федерации Руководящий нормативный документ типовая технологическая... Инструкция предназначена для персонала электростанций, предприятий электрических сетей, ремонтных предприятий и организаций Минэнерго...
	Российской Федерации Руководящий нормативный документ типовая технологическая... Инструкция предназначена для персонала электростанций, предприятий электрических сетей, ремонтных предприятий и организаций Минэнерго...		Типовая инструкция n 7 по охране труда для аккумуляторщика дата введения 1996-02-27
	Рекомендации по наладке и эксплуатации каналов телемеханики энергосистем... Разработано открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...		Инструкция по устройству сетей заземления и молниезащите дата введения 1993-01-01 Инструкция предназначена для инженерно-технических работников и квалифицированных рабочих монтажных организаций
	Инструкция по устройству сетей заземления и молниезащите дата введения 1993-01-01 Инструкция предназначена для инженерно-технических работников и квалифицированных рабочих монтажных организаций		Инструкция по проектированию гидротехнических сооружений в районах... Инструкция предназначена для работников проектных, строительных, научных организаций и учебных заведений
	Контроль за состоянием трансформаторов Различное назначение, нередко связанное с различиями в конструкции, разнообразные условия работы и другие особенности требуют различного...		Инструкция по проектированию молниезащиты радиообъектов дата введения 1994-01-01 Внесена государственным специализированным проектным институтом радио и телевидения (гспи ртв) Министерства связи России
	Инструкция по проектированию межзаводских трубопроводов газообразных... Разработана государственным институтом по проектированию предприятий кислородной промышленности (Гипрокислород)		Типовая инструкция по охране труда для машинистов передвижных компрессоров... Согласована центральным комитетом профсоюза работников автомобильного транспорта и дорожного хозяйства 26 мая 1994 г
	С. Д. Лизунов сушка и дегазация трансформаторов высокого напряжения В предлагаемом обзоре зарубежной литературы последних лет рассматриваются вопросы сушки и вакуумной обработки изоляции трансформаторов...		29 марта 2012 года Дата введения Государственный научный центр вирусологии и биотехнологии "Вектор"; Федеральным казенным учреждением здравоохранения "Противочумный...
	Межгосударственный стандарт Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 03. 05. 90 №1079 дата введения установлена		Дата введения в действие Втр 03-11 Проведение регламентных работ на кровлях многоквартирных жилых домов

Инструкция по эксплуатации трансформаторов дата введения 2012-03-02

Похожие: