Email
Пароль
?
Войти Регистрация
Семинар


ГКД 34.46.501-2003 Трансформатори силові. Типова інструкція з експлуатації

Название (рус.) ГКД 34.46.501-2003 Трансформатори силові. Типова інструкція з експлуатації
Кем принят Не определен
Тип документа ГКД
Рег. номер 34.46.501-2003
Дата принятия 01.01.1970
Статус Действующий
Скачать этот документ могут только зарегистрированные пользователи в формате MS Word




 






Міністерство палива та енергетики України

ГКД 34.46.501-2003

ГАЛУЗЕВИЙ КЕРІВНИЙ ДОКУМЕНТ

ТРАНСФОРМАТОРИ СИЛОВІ

Типова інструкція з експлуатації

Київ

ПЕРЕДМОВА

1 ЗАМОВЛЕНО  

Об'єднанням енергетичних підприємств «Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики (ОЕП «ГРІФРЕ»)

2 РОЗРОБЛЕНО

ДП «ДонОРГРЕС»

3 ВИКОНАВЦІ

В.П.Кузнецов ] Є.В.Майстренко, Г.М.Шкуринський

4 УЗГОДЖЕНО  

Державним секретарем Мінпаливенерго України, В.А.Лушкін Заступником Державного секретаря Мінпаливенерго України, Ю.А.Андрійчук Департаментом з питань електроенергетики Мінпаливенерго України, Ю.І. Улітіч Управлінням науково-технічної політики та екології Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку Мінпаливенерго України, Ю.Г.Куцан Управлінням з питань розвитку та експлуатації електричних мереж Департаменту з питань електроенергетики, В.П. Ключко Об'єднанням енергетичних підприємств «ГРІФРЕ», Г.П.Хайдурова Госпрозрахунковим підрозділом «Науково-інженерний енергосервісний центр» інституту «Укр-сільенергопроект», В.І.Білоусов

5 ЗАТВЕРДЖЕНО ТА НАДАННО ЧИННОСТІ

Наказом Міністерства палива та енергетики       України № 137 від 19 березня 2003 р.

6 НА ЗАМІНУ

РД 34.46.501        Інструкція з експлуатації трансформаторів. -Затв. Головтехуправлінням 08.12.76 р.

7 СТРОК  ПЕРЕГЛЯДУ

2008 рік

II 

ЗМІСТ

1 Сфера застосування ................................................................................

2 Нормативні посилання ............................................................................

3 Класифікація трансформаторів ...............................................................

4 Загальні вимоги до трансформаторних установок .................................

5 Заходи безпеки під час експлуатації трансформаторів і реакторів ......

6 Монтаж і випробування трансформаторів .............................................

7 Підготовка до введення трансформаторів у експлуатацію та включення їх у роботу .........................

8 Режими роботи трансформаторів .........................................................

9 Технічне обслуговування та контроль за станом трансформаторів 10 Експлуатація пристроїв перемикання відгалужень обмоток трансформаторів

11 Експлуатація трансформаторного масла .............................................

12 Ремонт трансформаторів ....................................................................

 Додаток А Номінальні дані трансформаторів ..........................................

 Додаток Б Гранично допустимі значення показників якості трансформаторного масла ...................

 Додаток В Додаткове оброблення ізоляції трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче ...........................

 Додаток Г Електрична міцність і вологовміст масла в контакторах пристроїв РПН

 Додаток Д Найменші значення характеристик ізоляції трансформаторів при введенні в експлуатацію  Додаток Е Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування трансформаторів та їх складових частин.

 Додаток Ж Про контроль навантаження спільної частини обмотки автотрансформаторів

 Додаток И Перелік заводських інструкцій на допоміжне обладнання силових трансформаторів, які комплектуються виробником трансформатора ..............................................................................

 Додаток К Відбирання проб, очищення та регенерація трансформаторного масла

 Додаток Л Допустимі перевантаження масляних трансформаторів ............

ЗАТВЕРДЖЕНО

Наказом Міністерства палива

та енергетики України №137 від 19 березня 2003 р.

ГКД 34.46.501-2003

ГАЛУЗЕВИЙ КЕРІВНИЙ ДОКУМЕНТ

ТРАНСФОРМАТОРИ СИЛОВІ

Типова інструкція з експлуатації

ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ

Типовая инструкция по эксплуатации

Чинний від 2003-04-19

1 Сфера застосування

Ця типова інструкція (далі — інструкція) поширюється на силові (сухі і масляні) трансформатори та автотрансформатори вітчизняного виробництва загального призначення напругою до 750 кВ включно (далі — трансформатори), які відповідають вимогам ГОСТ 11677—85 або технічним умовам, затвердженим після 1965 р., а також на масляні реактори.

Для трансформаторів та реакторів, запроектованих до 1966 р., а також для трансформаторів зарубіжного виробництва положення цієї інструкції застосовуються лише за умов, якщо вони не суперечать вимогам експлуатаційної документації виробників.

При експлуатації конкретних типів трансформаторів і реакторів, які мають конструктивні особливості, слід додатково керуватись заводськими інструкціями з експлуатації.

Експлуатацію допоміжного обладнання та вузлів трансформаторів (пристрій регулювання під навантаженням (далі — РПН), вводи, плівковий або азотний захист масла, вмонтовані трансформатори струму, масловказівники, фільтри, термометри манометричні і т.ін.)

Видання офіційне слід провадити згідно з відповідними Інструкціями, які входять до комплекту експлуатаційної документації, що постачається разом з трансформатором.

Інструкція не поширюється на трансформатори спеціального призначення (електропечі, перетворювальні установки, вимірювальні трансформатори, трансформатори з елегазовою ізоляцією і т. ін.). Положення цієї інструкції є обов'язковими для персоналу, зайнятого монтажем, налагодженням і технічним обслуговуванням трансформаторів незалежно від форми власності та підпорядкованості підприємств.

На підставі цієї інструкції підприємства можуть складати свої інструкції, які враховують місцеві умови і створюють зручності в роботі персоналу.

2 Нормативні посилання

У цій інструкції є посилання на такі нормативні документи:

- ГОСТ 981 — 75 Масла нефтяные. Методы определения стабильности против окисления;

- ГОСТ 982—80 Масла трансформаторные. Технические условия;

- ГОСТ 1516.1 (2, 3)—76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500кВ. Требования к электрической прочности изоляции;

- ГОСТ 1547—84 Масла и смазки. Метод определения наличия воды;

- ГОСТ 3484.1 (2—5)—88 Трансформаторы силовые. Методы испытаний и измерений;

-  ГОСТ 3956—76Е Силикагель технический. Технические условия;

- ГОСТ 5985—79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа;

- ГОСТ 6307—75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей;

- ГОСТ 6370—83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;

- ГОСТ 6581 — 75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний; 

- ГОСТ 7822—75 Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды;

- ГОСТ 8984—75 Силикагель-индикатор. Технические условия;

- ГОСТ 10121 — 76 Масла трансформаторные селективной очистки. Технические условия;

- ГОСТ 11677—85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия;

- ГОСТ 14209—97 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов;

- ГОСТ 15150—69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнение для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды;

-  ГОСТ 15543—89Е Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам;

- ГОСТ 19296—73 Масла нефтяные. Фотоэлектроколориметрический метод определения натровой пробы;

- ГОСТ 20287—91 Нефтепродукты. Методы определения температуры текучести и застывания;

- ДСТУ 2767—94 Керівництво з навантаження силових сухих трансформаторів (ГОСТ 30221-97 Руководство по нагрузке силовых сухих трансформаторов);

- Правила устройства электроустановок. Изд. 6-е, перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987;

- ГКД 34.20.302—02 Норми випробування електрообладнання. - Затв. наказом Мінпаливенерго України № 503 від 28 серпня 2002 р.;

- ГКД 34.43.101—97 Приймання, застосування та експлуатація трансформаторних масел. Методичні вказівки;

- ГКД 34.46.401—96 Трансформатори силові. Пристрої перемикань відгалужень обмоток трансформаторів РПН під навантаженням типів РС, ЗОУ, ЗАУ. Методичні вказівки з налагодження;

- РД 16.363—87 Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.— Затв. ВВО «Союзтрансформатор», 1987 р.;

- РД 34.20.501—89 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Изд. 14-е. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — Затв. Міністерством енергетики та електрифікації 20.02.89 р.; 

- РД 34.46.303—89 Методичні вказівки з підготовки і проведення хроматографічного аналізу газів, розчинених в маслі силових трансформаторів;

- РДН 34.38-058-91 Трансформатори напругою 110-1150 кВ, потужністю 80 МВ*А і більше. Капітальний ремонт за допомогою гідродомкратів;

- НАПБ А.01.001—95 Правила пожарной безопасности в Украине;

- ДНАОП 1.1.10-1.01-97; 1998 Правила безпечної експлуатації електроустановок.

З Класифікація трансформаторів

3.1 Силові трансформатори поділяються:

- за умовами роботи на трансформатори, призначені для роботи в нормальних умовах, і на трансформатори, призначені для роботи в спеціальних умовах;

- за видом ізолюючого та охолоджуючого середовища на масляні та сухі трансформатори;

- за типами, що характеризують призначення та особливості конструкції, однофазні або трифазні, РПН, перемикачі без збудження (далі ПБЗ) і т.ін.

3.1.1 Для роботи трансформаторів у нормальних умовах необхідні:

- висота установлення над рівнем моря не більше 1000 м, крім трансформаторів класу напруги 750 кВ, для яких висота установлення над рівнем моря не більше 500 м;

- категорія виконання У згідно з ГОСТ 15150—69 та ГОСТ 15543-89Е.

При цьому середньодобова температура повітря не більше ЗО °С і середньорічна температура повітря не більше 20 °С;

- температура охолоджувальної води не більше 25 °С на вході до охолодника.

3.1.2  Для роботи трансформаторів у спеціальних умовах необхідні:

-   висота установлення над рівнем моря для трансформаторів класів напруги до 500 кВ більше 1000 м, але не більше, ніж 3500 м;

-  категорія виконання ХЛ або УХЛ згідно з ГОСТ 15150—69, ГОСТ 15543-89Е;

- температура охолоджувальної води більше 25 °С, але не більше 33 °С.

3.2.1  Умовне позначення трансформаторів має таку структуру:

 

Для автотрансформаторів класу напруги сторони середньої  напруги (далі — СН) або низької напруги (далі — НН) 110 кВ і вище після класу напруги сторони високої напруги (далі — ВН) мере; риску дробу зазначається клас напруги сторони СН або НН.

3.2.2 Літерна частина позначення:

А автотрансформатор;

О або Т — однофазний або трифазний трансформатор;

Р розщеплена обмотка НН;

умовне позначення видів охолодження наведено в 3.2.6;

З трансформатор з природним масляним охолодженням з захистом за допомогою азотної подушки без розширника;

Л — трансформатор з литою ізоляцією;

Т — триобмотковий трансформатор.

Примітка 1. Для двообмоткових трансформаторів кількість обмоток в умовному позначенні не зазначається;

Н трансформатор пристрою РПН; 

Вид системи охолодження                                   

Умовне позначення

Сухі трансформатори: - природне повітряне при відкритому виконанні                 

 С - природне повітряне при захищеному виконанні                

СЗ - природне повітряне при герметичному виконанні              

СГ 

С — позначення трансформатора власних потреб електростанцій.

3.2.3 У стандартах або технічних умовах на конкретні групи і типи трансформаторів можуть передбачатись додаткові літерні позначення, які розташовуються після літер, перелічених вище, наприклад літера Ф означає: трансформатор з форсованою системою охолодження.

3.2.4 Для трансформаторів з різними класами напруги ВН застосовуються однакові умовні позначення, якщо ці трансформатори відрізняються між собою тільки номінальними напругами. У цьому випадку зазначається найбільший з класів напруги обмотки ВН.

3.2.5  Приклади умовних позначень трансформаторів:

—  ТСЗ-100/10-УЗ трифазний сухий трансформатор з природним повітряним охолодженням у захищеному виконанні, двообмотковий, класу напруги 10 кВ, виконання У категорії 3 згідно з ГОСТ 15150-69;

—  ТМН-2500/110-У1 трифазний масляний трансформатор з охолодженням при природній циркуляції повітря і масла, двообмотковий, з регулюванням напруги під навантаженням, класу напруги 110 кВ, виконання У категорії 1 згідно з ГОСТ 15150—69;

—    АТДЦТН-200000/330/110-У1 автотрансформатор трифазний масляний з охолодженням при примусовій циркуляції повітря і масла з неспрямованим потоком масла, триобмотковий, з регулюванням напруги обмотки СН 110 кВ, виконання У категорії 1 згідно з ГОСТ 15150—69.

3.2.6  Умовні позначення видів систем охолодження трансформаторів

Умовні позначення видів систем охолодження трансформаторів наведено в таблиці 3.1. 

Таблиця 3.1. – Види систем охолодження трансформаторів.

Вид системи охолодження

Умовне позначення

Сухі трансформатори:

  •  природне повітряне при відкритому виконанні

С

  •  природне повітряне при захищеному виконанні

СЗ

  •  природне повітряне при герметичному виконанні

СГ

  •  повітряні з дуттям

СД

Масляні трансформатори:

  •  природна циркуляція повітря і масла  

М

  •  примусова циркуляція повітря і природна циркуляція масла

Д

  •  природна циркуляція повітря і примусова циркуляція масла з неспрямованим потоком масла

МЦ

  •  природна циркуляція повітря і примусова циркуляція масла із спрямованим потоком масла

НМЦ

  •  примусова циркуляція повітря і масла з неспрямованим потоком масла

ДЦ

  •  примусова циркуляція повітря і масла із спрямованим потоком масла

НДЦ

  •  примусова циркуляція води і масла з неспрямованим потоком масла

Ц

  •  примусова циркуляція води і масла із спрямованим потоком масла

НЦ

Елементи системи охолодження:

-  шафа дуття (далі - ШД);

-  шафа автоматичного керування охолодженням трансформатора (далі ШАОТ);

4 Загальні вимоги до трансформаторних установок1'

4.1 Параметри трансформаторів (додаток А) повинні відповідати режимам роботи електричної мережі згідно з «Правилами устройства электроустановок». При цьому повинні бути враховані тривалі навантажувальні режими, короткочасні перевантаження і поштовхоподібні навантаження, а також можливі в експлуатації тривалі перевантаження. Ці вимоги стосуються усіх обмоток багатообмоткових трансформаторів.

" Під терміном «трансформаторна установка» розуміють трансформатор або реактор з усім допоміжним обладнанням і будівельними спорудами.

4.2   Трансформатори потрібно установлювати так, щоб були забезпечені зручні та безпечні умови для нагляду:

-   за рівнем масла в масловказівниках,

-    за значенням тиску на манометрах герметичних вводів і маслонасосів,

-     за станом приводних механізмів пристроїв РПН без знімання напруги.

Для нагляду за рівнем масла в масловказівниках повинне бути передбачене освітлення масловказівників у темний час доби, якщо загального освітлення недостатньо.

4.3 Для трансформаторів, які мають котки, у фундаментах повинні бути передбачені напрямні. Для закріплення трансформатора   на   напрямних   повинні   бути   передбачені   упори,   які встановлюються з обох боків трансформатора.

Трансформатори вагою до 2 т, які не обладнані котками, допускається встановлювати безпосередньо на фундаменті.

На фундаментах трансформаторів повинні бути передбачені місця для установлення домкратів.

4.4 Уздовж колій перекочування, а також біля фундаментів трансформаторів вагою більше 20 т потрібно передбачати анкери, за які закріплюються лебідки, напрямні блоки, поліспасти, що використовуються під час перекочування трансформаторів у обох напрямках на власних котках. У місцях зміни напрямку руху потрібно передбачати ділянки для установлення домкратів.

4.5  На баках трифазних трансформаторів і реакторів і груп однофазних трансформаторів і реакторів зовнішнього установлення потрібно зазначати станційні та підстанційні номери і надані їм єдині диспетчерські найменування. На баки однофазних трансформаторів і реакторів повинно бути нанесено забарвлення фаз. Трансформатори та реактори зовнішнього установлення потрібно фарбувати у світлі тони фарбою без металевих наповнювачів, стійкою до атмосферних впливів і впливів масла.

4.6 За наявності перемикального пристрою для ввімкнення резервної фази кожний роз'єднувач повинен мати виразне забарвлення фаз і літерні позначення початку та кінця обмоток; потрібно вивісити чітку схему з зазначенням усіх перемикань при використанні пристрою.

4.7  При встановленні трансформаторів та реакторів з плоскою кришкою, обладнаних газовим захистом, якщо про це зазначено заводській документації, необхідно забезпечити нахил бака, при якому кришка і верхня частина бака мали б підйом у напрямку газового реле не менше 1-1,5 %, а маслопровід від бака до розширника не менше 2—4 %. Якщо трансформатор має газовідвідний трубопровід, приєднаний до верхньої частини бака в декількох місцях по довжині бака, то нахил трансформатора по поперечній осі має бути таким, щоб місця приєднання газовідводів опинились у найвищій точці. При напівциліндричній формі верхньої частини бака газовідводи приєднуються до найвищої точки (посередині), і для таких трансформаторів нахил не вимагається. Кран, установлений на маслопроводі між газовим реле і розширником (або автоматичний клапан), під час роботи трансформатора повинен бути відкритий.

4.8 При встановленні розширника на окремій конструкції її потрібно розташовувати так, щоб не перешкоджати викочуванню трансформатора з фундаменту.

У цьому випадку газове реле потрібно розташовувати поблизу трансформатора в межах зручного та безпечного обслуговування з стаціонарної драбини. Для встановлення розширника можна використовувати портал комірки трансформатора.

4.9  Проводи вторинних кіл, приєднані до газового реле, трансформаторів струму та ін., потрібно надійно захищати від роз'їдання маслом і механічних пошкоджень.

4.10 Стаціонарні драбини для обслуговування газових реле трансформаторів і реакторів повинні бути в справному стані і забезпечувати доступ до газового реле згідно з вимогами ДНАОП 1.1.10-1.01—97.

4.11 Для контролю рівня масла в трансформаторі та реакторі на торцевій стінці розширника біля трубчастих або плоских масловказівників потрібно чітко нанести три контрольні риски, які відповідають рівням масла при усталеній температурі масла в непрацюючому трансформаторі:

мінус 45, 15, 40 °С — для класу виконання У;

мінус 60, 15, 40 °С — для класів виконання ХЛ, УХЛ

4.12 Трансформатори та реактори з масою масла 1000 кг і більше повинні працювати* з постійно ввімкненою системою захисту масла від зволоження та окислення (термосифонними або адсорбційними фільтрами), і всі трансформатори повинні бути оснащені повітроосушниками або азотним, плівковим та іншим захистом від навколишнього середовища не залежно від режиму роботи трансформатора та реактора. Маслонаповнені вводи повинні працювати (зберігатись) з постійно ввімкненими пристроями захисту масла від окислення та зволоження.

4.13 Викидна (захисна) труба трансформатора не повинна бути направлена на встановлений поряд трансформатор або апарат, щоб під час викидання масла воно не потрапило на інше обладнання.

У випадку, якщо труба направлена на обладнання, що стоїть поряд, слід установити вогнестійку відбійну стінку або металевий щит між трансформатором та обладнанням.

Не допускається заміна скляної мембрани в трубі на мембрану з іншого матеріалу. Повинна бути забезпечена можливість контролю цілості мембрани при огляді трансформатора.

Повітряна порожнина викидної труби трансформаторів і реакторів, які мають газове реле, повинна мати сполучення з повітряною порожниною розширника.

4.14  Виносні охолоджувальні пристрої або пристрої охолодження   системи   ДЦ   повинні   розміщуватись   так,   щоб   не перешкоджати викочуванню трансформатора з фундаменту і допускати     проведення    їх     ремонту    при     працюючому трансформаторі. Потік повітря від вентиляторів дуття не повинен бути спрямований на бак трансформатора.

4.15 Розташування засувок охолоджувальних пристроїв повинне забезпечувати зручний доступ до них, можливість від'єднання трансформатора від системи  охолодження або окремого охолодника від системи і викочування трансформатора без зливання масла з охолодників.

4.16 Охолоджувальні колонки та інше обладнання в системі охолодження Ц потрібно розташовувати в приміщенні, температура в якому має бути не нижче 5 °С.

В усіх випадках тиск масла в порожнині охолодника повинен перевищувати тиск води не менше ніж на 10 кПа (0,1 кг/см2). У необхідних випадках повинне бути передбачене опалення.

4.17 Для запобігання підвищеному нагріванню трансформатора або реактора та викликаного цим прискореного старіння їх ізоляції необхідно стежити, щоб при природній та штучній вентиляції різниця між температурою повітря, яке надходить до трансформаторного приміщення знизу, та повітря, що виходить зверху, не перевищувала 15 °С при їх номінальному завантаженні.

10 У приміщеннях, де встановлено сухі трансформатори, відносна вологість повітря не повинна бути більше ніж 80 % при 25 °С.

Трансформаторні приміщення повинні утримуватись у повній справності. Через покрівлю, віконні і вентиляційні отвори до приміщень не повинні потрапляти атмосферні опади у вигляді дощу та снігу, а також дрібні тварини та птахи.

4.18 Двері трансформаторних приміщень повинні бути постійно замкнені. На дверях і в трансформаторних приміщеннях повинні бути написи, що зазначають станційні або підстанційні номери і привласнені їм єдині диспетчерські найменування.

На дверях трансформаторного приміщення закріплюються попереджувальні плакати встановленого змісту і форми.

4.19 Нагрівання під час роботи трансформатора і реактора контролюють за температурою верхніх шарів масла, яка вимірюється манометричними термометрами, обладнаними сигнальними контактами.

При встановленні термометрів на трансформатори і реактори зовнішнього установлення необхідно вживати заходів щодо запобігання попаданню вологи в гільзи термометрів і пошкодження гільз при заморожуванні в них вологи.

4.20  Трансформатори із штучним охолодженням потрібно забезпечувати пристроями для автоматичного пуску та зупинки устаткування системи охолодження.

Автоматичний пуск повинен здійснюватись залежно від температури верхніх шарів масла або обмотки і, не залежно від цього) — згідно із струмом навантаження трансформатора.

4.21 ШАОТ систем охолодження Д, ДЦ і Ц потрібно встановлювати за межами маслоприймача. Навішування шафи керування на бек трансформатора допускається, якщо шафа і обладнання, що установлюється в ній, розраховані на роботу в умовах вібрації, яка виникає під час роботи трансформатора.

4.22 Трансформатори з штучним охолодженням потрібно забезпечувати сигналізацією про припинення циркуляції масла, охолоджувальної води або зупинку вентиляторів дуття, а також про автоматичне ввімкнення резервного охолодника або резервного джерела живлення.

4.23 Навантаження двообмоткових трансформаторів потужністю 1000 кВоА і більше, за винятком установлених у трансформаторних пунктах (далі ТП), контролюють по амперметрах, увімкнених у однуфазу, а триобмоткових трансформаторів — по амперметрах, увімкнених у кола усіх трьох обмоток у однойменну фазу.

На електростанціях і великих підстанціях для контролю за навантаженням, крім того, передбачаються ватметри активної та реактивної потужності з боку обмотки НН і СН.

4.24 Трансформатори і реактори потрібно експлуатувати з увімкненим захистом від внутрішніх пошкоджень і надмірних струмових перевантажень, а вимикальні елементи газового захисту потрібно вмикати з дією на вимкнення. При захисті трансформаторів запобіжниками розривна потужність останніх повинна відповідати потужності короткого замикання в даній точці мережі, повинна забезпечуватись селективна робота захисту.

4.25  Протипожежні засоби, якими оснащені трансформаторні установки, необхідно підтримувати у справному стані і періодично перевіряти. Стаціонарні установки пожежогасіння за допомогою розпиленої води або багаторазової піни повинні мати засувки з автоматичним керуванням і включатись до роботи при спрацюванні захистів від внутрішніх пошкоджень. Дренаж і масловідводи   від   маслоприймальних   пристроїв   необхідно періодично очищати та перевіряти.

Масло, яке стікає з-під обладнання в процесі експлуатації, необхідно збирати до дренажної системи і очищати за допомогою відстійників та інших пристроїв.

Кабельні канали біля трансформаторів і реакторів зовнішнього установлення повинні бути щільно закриті і захищені від попадання масла, яке розтікається з-під трансформатора у випадку його пошкодження.

Експлуатація трансформаторів і реакторів без виконаної згідно з проектом системи пожежного водопостачання не допускається. Стаціонарні пристрої пожежогасіння необхідно перевіряти за графіком, затвердженим технічним керівником підприємства.

Гравійну засипку під трансформатором і реактором необхідно підтримувати в чистоті, а при засміченні або значному замаслюванні промивати або замінювати.

4.26                       Запасні частини, які постачались разом з трансформатором і реактором, повинні зберігатись на складі підприємства з дотриманням правил зберігання, зазначених у супроводжувальній документації на них.

 4.27                        Трансформаторні та реакторні маслонаповнені вводи слід зберігати відповідно до вимог заводських інструкцій з монтажу та експлуатації вводів. За необхідності в герметичні маслонаповнені вводи під час зберігання треба доливати дегазоване масло за допомогою спеціальних пристроїв, які запобігають попаданню повітря у вводи.

4.28 Кожен трансформатор або реактор повинен мати комплект документів, які містять інформацію про його стан і умови експлуатації.

Комплект документів повинен містити:

- експлуатаційну документацію заводу-виготовлювача, яка включає паспорт трансформатора, паспорти на комплектуючі вироби, інструкції з експлуатації, необхідні рисунки;

- акти приймання і монтажу, протоколи пускових випробувань, акти капітальних ремонтів і протоколи випробувань під час ремонтів трансформатора або реактора;

- протоколи випробувань трансформаторного масла на всіх стадіях експлуатації трансформатора і аналізу газу, вилученого з нього;

- акти про аварійні пошкодження трансформатора або комплектуючих вузлів;

- місцеві інструкції з експлуатації, циркуляри, розпорядження тощо, які стосуються даного трансформатора або реактора.

Крім перелічених документів потрібно передбачати оперативну документацію, відомості розрахунків, журнали оглядів, журнали реєстрації ресурсу, журнали дефектів і т.ін.

5 Заходи безпеки під час експлуатації трансформаторів і реакторів

5.1 Монтаж, випробування, експлуатацію та ремонти трансформаторів необхідно провадити згідно з ДНАОП 1.1.10-01 — 97, ГОСТ 11677-85, а також НАПБ А.01.001—95.

Крім того, монтаж трансформаторів на напругу 110 кВ і вище необхідно провадити згідно з РД 16.363—87.

5.2 Під час експлуатації і випробувань трансформаторів їх баки повинні бути заземлені.

5.3 Забороняється присутність персоналу на кришці бака і підняття інструментів та інших речей на кришку бака під час роботи трансформатора. Огляд газового реле здійснюється з майданчика драбини трансформатора.

5.4 Під час огляду працюючого трансформатора не слід знаходитись у зоні викидання масла із запобіжного клапана або викидної труби.

5.5 Забороняється наближатись до трансформатора під напругою з явними ознаками пошкодження: сторонні шуми, розряди на ізоляторах, сильна (струменем) теча масла і т.ін.

5.6 Забороняється підтягувати кріплення на працюючих мас-лоохолодниках системи охолодження типу Ц (НЦ).

5.7 Щоб уникнути опіків, не дозволяється торкатись оголеними руками поверхні працюючих електронасосів.

5.8 Забороняється рукояткою перемикати пристрої РПН трансформатора, який знаходиться під напругою з будь-якого боку.

5.9 При працюючому трансформаторі затискачі вторинних обмоток вбудованих трансформаторів струму повинні бути замкнені накоротко за допомогою спеціальних перемичок в коробі затискачів або приєднанням вторинних кіл пристроїв захисту, електроавтоматики    та    вимірювань.    При    цьому   забороняється розривати кола, підключені до вторинних обмоток трансформаторів струму, без попереднього замикання обмоток перемичкою.

5.10 Засоби пожежогасіння трансформатора необхідно підтримувати в постійній готовності. Протипожежні заходи повинні бути розроблені з урахуванням загальних і місцевих правил та інструкцій із залученням спеціалістів з протипожежної безпеки. Особливу увагу забезпеченню пожежної безпеки необхідно приділяти під час проведення ремонтних, зварювальних робіт і робіт із заміни, доливання та очищення масла.

5.11 Зварювальні роботи на непрацюючому трансформаторі, за необхідності, потрібно виконувати тільки після заливання його маслом до рівня 200—250 мм вище місця зварювання, щоб уникнути займання парів масла.

Під час проведення зварювальних робіт, з метою усунення течі масла в трансформаторі, необхідно створити вакуум, який забезпечує припинення течі масла в місці зварювання.

5.12 Забороняється здійснювати зварювальні роботи при працюючому обладнанні в приміщенні розташування системи охолодження типу Ц (НЦ) і на вузлах системи охолодження з наднормальним внутрішнім тиском.

5.13 Для виконання монтажних або ремонтних робіт усередині бака трансформатора необхідно продути бак сухим чистим повітрям і забезпечити природну вентиляцію відкриттям верхніх і нижніх люків. У процесі виконання робіт необхідно здійснювати безперервний контроль за людьми, які знаходяться всередині бака трансформатора.

5.14 Під час подавання в бак трансформатора, в якому працюють люди, осушеного повітря необхідно забезпечити працюючих теплим і чистим спецодягом і не допускати їх знаходження всередині бака більше 4 год на добу і 20 год на місяць.

5.15 Під час заповнення трансформатора маслом або під час його зливання бак трансформатора і виводи його обмоток, у випадку, якщо встановлені вводи, повинні бути заземлені, щоб уникнути появи електростатичних зарядів.

5.16 Необхідно уникати попадання масла і особливо його тривалого впливу на шкіру.

б Монтаж і випробування трансформаторів

6.1 Положення цього розділу поширюються на трансформатори, які надходять з демонтованими складовими вузлами та комплектуючими елементами. Трансформатори, повністю зібрані і залиті маслом на заводі-виготовлювачі, особливих вимог щодо монтажу не мають. В усіх випадках перед проведенням монтажу слід вивчити комплект заводської документації.

6.1.1 Монтаж трансформаторів здійснюється без ревізії активної частини, якщо під час транспортування, розвантаження та зберігання не було порушень, які могли б призвести до пошкоджень усередині бака. За наявності порушень перед установленням основних частин здійснюється ревізія з підняттям верхньої частини бака (або активної частини).

Монтаж складових частин необхідно здійснювати відповідно до вимог заводської нормативної документації з урахуванням маркування, нанесеного на складові частини та деталі.

При ущільненні роз'ємів затягувати кріплення необхідно одночасно з протилежних боків по всьому периметру. При округленні торця гумового ущільнення затягування вважається достатнім. 

6.1.2 Особливу увагу під час монтажу необхідно приділяти забезпеченню збереження активної частини від пошкоджень при установленні складових частин, які вимагають розгерметизації бака трансформатора (вводів, вбудованих трансформаторів струму, ізоляційних циліндрів вводів і т. ін.).

У процесі розгерметизації необхідно передбачати спеціальні заходи щодо запобігання зволоженню ізоляції трансформатора.

6.1.2.1 Початком розгерметизації вважається розкриття будь-якої заглушки, яка забезпечує доступ зовнішнього повітря в бак, закінченням герметизація бака.

У процесі монтажу роботи при розгерметизації можуть здійснюватись, якщо масло злите (у баку трансформатора воно знаходиться нижче пресувальних кілець обмоток або повністю відсутнє) або за його наявності (пресувальні кільця обмоток закриті маслом).

6.1.2.2 Захист ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище  від  зволоження  при  розгерметизації слід здійснювати подаванням у бак трансформатора осушеного повітря.

Для трансформаторів, заповнених маслом до рівня пресувальних кілець, допускається розгерметизація надмасляного простору загальною тривалістю не більше 2 год без продування сухим повітрям за умови виконання заходів щодо запобігання зволоження ізоляції згідно з 6.1.2.3.

6.1.2.3 Для трансформаторів на напругу 110—330 кВ потужністю менше 400 МВ*А, які знаходяться в розгерметизованому стані, дозволяється проведення робіт без подавання в бак сухого повітря за таких умов: температура активної частини повинна бути не менше 10 °С і перевищувати точку роси зовнішнього повітря під час усього періоду розгерметизації не менше ніж на 10 °С при злитому маслі, і не менше ніж на 5 °С — при розгерметизації без зливання масла.

Якщо стан зовнішнього середовища не забезпечує зазначеної вимоги, перед розгерметизацією слід нагріти трансформатор, керуючись інструкцією з прогрівання.

Тривалість розгерметизації не повинна перевищувати:

-  12 год — якщо масло злите;

-  20 год — без зливання масла

Відносна вологість зовнішнього повітря не повинна перевищувати 85 %. У період розгерметизації необхідно організувати безперервну роботу монтажного персоналу, щоб скоротити час знаходження трансформаторів у розгерметизованому стані.

6.1.2.4 Температура активної частини визначається будь-яким термометром (крім ртутного), який установлено на верхньому ярмі магнітопроводу.

Для трансформаторів, які не підлягали нагріванню, температуру активної частини допускається визначати за температурою масла.

6.1.2.5 Відносна вологість і точка роси зовнішнього повітря визначаються відповідними приладами.

6.1.3 Якщо під час транспортування, розвантаження або зберігання не було порушень, які могли б призвести до погіршення стану активної частини трансформатора, монтаж складових частин трансформаторів на напругу до 330 кВ здійснюється без зливання масла з бака нижче рівня пресувальних кілець обмоток.

6.1.4  Для монтажу складових частин трансформаторів напругою 400 кВ і вище, а також для трансформаторів на напругу 110— 330 кВ у випадках, коли могли мати місце пошкодження їх складових частин, необхідно повністю зливати масло з бака трансформатора.

У трансформаторах, які надходять без масла, необхідно повністю видалити залишки масла через зливний отвір у дні бака.

Додаток Б

(обов'язковий)

Гранично допустимі значення показників якості трансформаторного масла

Для категорій обладнання А — 750 кВ, Б — 330 — 500 кВ, В — 60 — 220 кВ, Г — 15 — 35 кВ, Д нижче 15 кВ гранично допустимі значення показників якості трансформаторного масла наведено в таблиці Б.1.

Таблиця Б.1

Показник

Значення показника якості масла

Метод випробування

свіжого сухого перед заливанням обладнання

після заливання обладнання і перед введенням у експлуатацію

експлуатаційного

1 Пробивна напруга, кВ, не менше обладнання на напругу:

Згідно з ГОСТ 6581 — 75

-до 15 кВ Д

ЗО

25

20

- понад 15 до 35 кВ — Г

35

ЗО

25

- від 60 до 220 кВ В

65

60

35

- від 330 до 500 кВ Б

65

60

45

- 750 кВ А

70

65

55

2. Кількість механічних домішок

Відсутня

Згідно з ГОСТ 6370—83

3 Кількість

антиокиспювальної

присадки іонолу, %

маси, не менше, для

негерметичних трансформаторів на напругу

10 кВ і вище, обладнання з місткістю

маслосистеми 10 т і

більше

0,1

Згідно з

ГКД 34.43.101-97

4 Кислотне число1),

мг КОН на 1 г масла,

не більше

0,1

0,01

0,1

Згідно з

ГОСТ 5985-79

5 Кількість

водорозчинних кислот

мг КОН на 1 г масла):

- для силових

трансформаторів

потужністю понад

530 кВ*А, вимірювальних трансформаторів, маслонаповнених герметичних

вводів

Відсутня

0,014

Згідно з

ГОСТ 6307-75

перед заливанням масла в

устаткування

Внимание! Это не полная версия документа. Полная версия доступна для скачивания.