Страница 12: ГКД 34.46.501 – 2003. Трансформатори силові типова інструкція з експлуатації (30142)

12.3.5 Після закінчення робіт, які виконувались на розгерметизованому трансформаторі на напругу 150 кВ і вище, виконати герметизацію бака трансформатора, зібрати схему вакуумування, перевірити герметичність бака при залишковому тиску не більше 665 Па (5 мм рт. ст.), виконати вакуумування трансформатора при залишковому тиску не більше 665 Па протягом не менше 20 год і скласти схему заливання, під’єднавши маслопровід до запірної арматури для зливання масла в нижній частині бака.

Заповнити трансформатор дегазованим маслом (використати під час заливання дегазаційні установки) згідно з 9.2.1.2.

Заливання трансформатора припинити, коли ізоляція активної частини повністю покриється трансформаторним маслом.

Закрити запірну арматуру маслопроводу, від’єднати маслопровід і вакуумувати надмасляний простір при залишковому тиску не більше 655 Па не менше 2 год.

При від’єднаному розширнику (закриті відсічний клапан і затвор на маслопроводі) трансформатор потрібно залити дегазованим маслом, нагрітим до температури не нижче 45 °С, а потім вакуумувати.

Після заповнення газового реле маслом із розширника бака трансформатора (згідно з 12.1.3) відкрити затвор на маслопроводі між газовим реле і баком трансформатора і заповнити надмасляний простір в баку маслом із розширника при перекритою вакуумному трубопроводі.

За необхідності, долити масло в розширник бака трансформатора.

12.3.6 Для контролю стану ізоляції трансформатора необхідно виміряти її характеристики.

Вимірювати характеристики ізоляції слід при температурі не нижче 20 °С за схемами, зазначеними в паспорті трансформатора, і не раніше ніж через 12 год після заповнення трансформатора маслом.

Перед вимірюванням поверхню вводів трансформатора необхідно протерти.

12.3.7 Часткове зливання масла з бака трансформатора виконують під час робіт на ньому, пов’язаних із розгерметизацією бака. При цьому масло може бути злите не нижче рівня пресувальних кілець. До таких робіт належать, наприклад, усунення протікання масла в рознімних з’єднаннях, розташованих виїде рівня пресувальних кілець, заміна та ремонт трансформаторів струму і т. ін.

При частковому зливанні масла потрібно виконати роботи, зазначені в 12.3.4.

Після закінчення робіт, пов’язаних із частковим зливанням масла, необхідно виконати герметизацію бака трансформатора, долити трансформатор маслом за показами, крім газовмісту, згідно з таблицею Б.1 (додаток Б) і дегазувати масло в трансформаторі дегазаційною установкою по замкнутому циклу „низ бака – розширник” згідно з таблицею Б.1 (додаток Б).

12.3.8 Якщо необхідно вийняти пристрій РПН із бака трансформатора, то для цього потрібно:

• злити масло з бака трансформатора згідно з 12.3.4;
• через найближчий до пристрою РПН люк проникнути в бак, від’єднати регулювальні відводи від контактів вибірника і відвести їх в сторони;
• зняти болти кріплення перехідного фланця пристрою РПН до бака трансформатора, трубопроводів до бака контактора та елементів, які з’єднують пристрій РПН з приводом;
• краном вантажопідйомністю не менше 1,5 т обережно підняти пристрій РПН над кришкою бака трансформатора на 200 – 300 мм і відвести його в сторону;
• розмістити пристрій РПН у ємкість із трансформаторним маслом, що має пробивну напругу не нижче 45 кВ, якщо протягом 2 год після виймання з бака його не буде встановлено на своє місце.

12.3.9 У випадку якщо газовміст масла перевищує норму, зазначену в додатку Б, а хроматографічний аналіз розчинених у маслі газів не свідчить про внутрішнє пошкодження, необхідно вжити заходів щодо виявлення і усунення можливого підсмоктування повітря. За необхідності потрібно дегазувати масло.

12.3.10 При збільшенні вологовмісту масла в баку трансформатора вище зазначеного в таблиці Б.1 (додаток Б) необхідно вжити заходів щодо виявлення та усунення несправностей.

До характерних несправностей, які можуть призвести до зволоження, відносяться:

• порушення герметичності надмасляного простору (у розширнику, вводах ВН, СН і нейтралі), що призводять до прямого проникнення в трансформатор вологого повітря або води;
• підвищена вологість силікагелю в адсорбційних фільтрах;
• порушення герметичності маслонасосів.

До виведення трансформатора з роботи для усунення несправності рекомендується не допускати зниження температури масла нижче ніж 20 °С, в адсорбційних фільтрах потрібно замінити силікагель і виконати частіший контроль за вологовмістом масла.

Якщо після виведення трансформатора з роботи буде виявлено воду або вміст вологи у твердій ізоляції перевищуватиме допустимі значення згідно з 12.3.4, необхідно виконати сушіння трансформатора і трансформаторного масла.

12.3.11 При погіршенні електрофізичних властивостей масла внаслідок накопичення механічних домішок і вологи необхідно виконати його очищення та сушіння.

Очищати, сушити і дегазувати масло в трансформаторі рекомендується без зливання масла з бака, на вимкнутому трансформаторі з використанням відповідного технологічного обладнання, приладів і апаратури.

12.3.12 При зниженні пробивної напруги і збільшенні вологовмісту масла в баку контактора пристроїв РПН, зазначених у додатку Б, його потрібно замінити відповідно до інструкції з експлуатації пристрою РПН.

Після зливання масла з бака контактора потрібно демонтувати ту частину його, яку вийнято, промити її і бак контактора струменем гарячого масла (50 – 60 °С, Uпр = 50 кВ) для видалення продуктів горіння масла, установити частину, яка виймалась, на місце і заповнити бак контактора маслом. При цьому пробивна напруга масла, яке заливається, повинна бути не нижче 50 кВ, а решта характеристик – не гірше зазначених у додатку Б.

Додаток А

(довідковий)

Номінальні дані трансформаторів

А.1 Номінальні дані на конкретні групи або типи трансформаторів включають такі основні параметри:

• номінальна потужність трансформатора, а також потужності основних обмоток триобмоткових трансформаторів і потужність обмотки НН триобмоткових автотрансформаторів;
• номінальні напруги всіх основних обмоток на всіх відгалуженнях;
• умовне позначення схеми і групи з’єднання обмоток;
• вид перемикання відгалужень (РПН, ПБЗ), діапазон і кількість ступенів регулювання напруги;
• найбільший допустимий струм у спільній обмотці автотрансформатора;
• втрати неробочого ходу і короткого замикання на основному відгалуженні;
• напруга короткого замикання, приведена до номінальної потужності (для трансформаторів із РПН зазначають нормовані значення на основному та крайніх відгалуженнях, для інших трансформаторів – на основному відгалуженні);
• струм неробочого ходу на основному відгалуженні;
• повна маса;
• маса масла;
• транспортна маса;
• питома маса;
• габаритні розміри.

А.2 Для сухих трансформаторів з ізоляцією класів нагрівостійкості F, Н, С, призначених для роботи на висоті, яка перевищує 1000 м (але не більше 3500 м) над рівнем моря, потужність може бути знижена залежно від висоти установки. Значення зниження потужності значено в стандартах або технічних умовах на сухі трансформатори. Для решти трансформаторів, призначених для роботи на висоті, яка перевищує 1000 м (але не більше 3500 м) над рівнем моря, потужність зберігається незалежно від висоти установки.

А.3 Масляні трансформатори повинні бути розраховані на такі тривалі режими роботи:

а) для всіх трансформаторів – на тривале навантаження однієї або двох обмоток струмом, який перевищує на 5 % номінальний струм відгалуження, на яке ввімкнуто відповідну обмотку, якщо напруга на жодній із обмоток не перевищує номінальної напруги відповідного відгалуження. При цьому струм навантаження не повинен перевищувати 1,05 номінального струму обмотки, в автотрансформаторі струм у спільній обмотці не повинен перевищувати найбільший тривало допустимий струм цієї обмотки, а потужність трансформатора не повинна бути більше номінальної;

б) для триобмоткового трансформатора – будь-який розподіл тривалих навантажень по його обмотках за умови, що жодна з трьох обмоток не буде навантажена струмом, який перевищує допустимий згідно з а), а втрати трансформатора не перевищать суму його втрат неробочого ходу і найбільшого зі значень втрат короткого замикання пар обмоток;

в) для триобмоткового автотрансформатора – будь-який розподіл тривалих навантажень по його обмотках за умови, що жодна з трьох обмоток не буде навантажена струмом, який перевищує допустимий згідно з а), а втрати автотрансформатора не перевищать суму його втрат неробочого ходу і максимальних навантажувальних втрат.

Примітка. Для обмотки, навантаженої струмом, який перевищує номінальний струм відповідного відгалуження, а також для верхніх шарів масла або іншого рідкого діелектрика та для інших обмоток розрахункове перевищення температури може бути вище від зазначеного у 8.1.14, але не більше ніж на 5 °С. Це відноситься також до розрахункових перевищень температури, відкоригованих за результатами випробувань на нагрівання.

У трансформаторах з розщепленою на дві частини обмоткою НН номінальна потужність кожної з її частин повинна дорівнювати 50 % номінальної потужності трансформатора.

А.4 Для трансформаторів з охолодженням Д при вимкнені електродвигунів вентиляторів допускається навантаження, яке дорівнює не менше 50 % номінальної потужності трансформатора.

А.5 Вводи і відводи нейтралі обмотки НН розраховано на тривале навантаження струмом, який дорівнює:

• для трансформаторів із схемою з’єднання обмоток У/Ун – 25 %;
• для трансформаторів із схемами з’єднання обмоток У/Zн і Д/Ун – 75 % номінального струму обмотки НН.

А.6 Вводи і відводи нейтралі ВН трансформаторів на напругу 6-35 кВ зі схемою з’єднання обмоток Ун/Д і всіх трансформаторів на напругу 110 кВ і вище розраховані на тривале навантаження струмом, який дорівнює номінальному струмові обмотки ВН.

Вводи і відводи нейтралі СН триобмоткових трансформаторів на напругу 110 кВ і вище розраховано на тривале навантаження струмом, який дорівнює номінальному струмові обмотки СН.

А.7 Розрахункова температура, до якої необхідно приводити втрати і напругу короткого замикання, повинна дорівнювати:

• для трансформаторів з ізоляцією класів нагрівостійкості F, Н, С – 115 °С;
• для решти трансформаторів – 75 °С.

А.8 Категорія розміщення: для масляних трансформаторів, сухих герметичних трансформаторів – 1, 2, 3, 4 , для сухих негерметичних трансформаторів – 4 згідно з ГОСТ 15150-69.

А.9 Трансформатори виконуються за схемами і групами з’єднання обмоток із числа зазначених у таблицях А.1 – А.8.

Примітка. Зазначені в таблицях А.1 – А.8 схеми з’єднання обмоток не відносяться до діючого розташування відводів активної частини і вводів на кришці бака.

А.10 Граничні зазначення відхилень основних вимірювальних параметрів трансформаторів від нормованих не повинні перевищувати значень, зазначених у таблиці А.9.

Таблиця А.1 – Схеми і групи сполучення обмоток трифазних двообмоткових трансформаторів

Продовження таблиці А.1

Таблиця А.2 – Схема і група сполучення обмоток однофазних двообмоткових трансформаторів

Таблиця А.3 – Схеми і групи сполучення обмоток трифазних триобмоткових трансформаторів

Продовження таблиці А.3