в) циліндр вводу – обмотка, ізоляційна перегородка, які повинні відповідати вимогам експлуатаційної документації, а при відсутності в експлуатаційній документації вимог вони повинні бути:

для трансформаторів на напругу 150 – 500 кВ – не менше 20 мм;

для вводів на напругу 750 кВ – не менше 30 мм;

  • перевірити стан і привести в робоче положення елементи розкріплення активної частини в баку трансформатора згідно з заводською експлуатаційною документацією;
  • здійснити герметизацію бака трансформатора і перевірити його герметичність (ГОСТ 3484.5-88).

6.1.5 Якщо було порушено вимоги 6.1.2 з метою оцінення стану ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище, то наприкінці розгерметизації відбирають установлені на активній частині зразка для перевірки їх на вологовміст.

6.1.6 Під час монтажу високовольтних вводів на напругу 110 – 750 кВ необхідно приділяти особливу увагу ущільненню контактної шпильки лінійного відводу, справності з’єднання порожні вводів з виносними бачками, надійному розміщенню з’єднувальних трубок і манометрів.

Під час монтажу вводів без зливання масла нижче рівня пресувальних кілець обмоток слід застосовувати пристрої, які забезпечують безпечне та надійне їх установлення.

6.1.7 При приєднанні відводів обмоток НН необхідно забезпечити надійність контактного з’єднання, звернути особливу увагу на ізоляційні відстані гнучких зв’язків між собою та іншими уземленими і струмоведучими елементами, які повинні відповідати вимогам експлуатаційної документації на трансформатор. При цьому гнучкі з’єднання не повинні натягуватись.

6.1.8 У процесі розгерметизації повинні бути встановлені вбудовані трансформатори струму, вводи, ізоляційні циліндри вводів, охолоджувальні пристрої системи охолодження на баку трансформатора, пристрої РПН, газовідвідний трубопровід та інші складові частини, передбачені конструкцією трансформатора та способом його транспортування.

Монтаж системи охолодження може здійснюватись незалежно від розгерметизації трансформатора. При цьому приєднання системи охолодження до бака і заповнення її маслом здійснюється після заливання трансформатора маслом із вжиттям заходів щодо уникнення попадання повітря всередину трансформатора. Вказівки щодо окремого заповнення системи охолодження маслом наводяться в інструкції з експлуатації системи охолодження.

Перед приєднанням виносної системи охолодження до бака слід забезпечити нахил трансформатора на фундаменті, якщо це передбачено експлуатаційною документацією.

6.1.9 Після закінчення робіт, які вимагають розгерметизації трансформатора, здійснюються герметизація, заливання, доливання трансформатора маслом за показниками згідно з додатком Б.

6.1.10 Монтаж складових частин, не пов’язаний з необхідністю розгерметизації активної частини (розширник, газове реле, відсічний клапан, контрольні та силові кабелі, термометри манометричні і т. ін.) може здійснюватись як до розгерметизації, так і після неї.

Для трансформаторів з плівковим захистом масла до установлення розширника необхідно виконати монтаж гнучкої оболонки та витискання повітря, керуючись інструкцією на розширник з гнучкою оболонкою. При цьому необхідно перевірити спрацьовування масловказівника при максимальному та мінімальному рівнях масла в розширнику.

Гніздо, в яке встановлюється датчик манометричного термометра, необхідно заповнити трансформаторним маслом.

6.1.11 Додаткове оброблення ізоляції, сушіння, підсушування ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище, якщо це необхідно, провадиться згідно з РД 16.363-87 і заводською документацією, а для трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче – згідно з додатком В.

6.1.12 Допускається проведення монтажних робіт, які потребують розгерметизації трансформатора, на монтажній ділянці, де повинні бути створені необхідні для цього умови

При підніманні краном повністю зібраного трансформатора масою більше 200 т схему стропування і піднімання потрібно узгоджувати з підприємством-виготовлювачем.

6.1.13 Після монтажу і приєднання розширника до трансформатора необхідно встановити потрібний рівень масла в розширнику з урахуванням температури масла в трансформаторі.

6.1.14 Результати проведених робіт, перевірок під час розгерметизації, монтажу трансформатора, системи охолодження, пристрою РПН, вакуумування і заливання маслом слід оформляти відповідними протоколами.

6.2 Випробувати трансформатори необхідно в обсязі, передбаченому ГКД 34.20.302-2002.

6.2.1 Після збирання трансформатор необхідно випробувати на маслощільність.

Трансформатори, які мають плівковий захист масла, випробуються наднормальним тиском повітря 10 кПа (0,1 кгс/см2), решта трансформаторів – наднормальним тиском азоту 10 кПа (0,1 кгс/см2) у надмасляному просторі розширника.

Температура масла в баку трансформатора під час випробування не повинна бути нижче ніж 20 °С.

Тривалість випробування – не менше 3 год.

Оболонки азотного захисту, за його наявності, осушник азотний та повітроосушник під час випробувань потрібно від’єднати.

Трансформатор вважається маслощільним, якщо під час візуального огляду відсутня теча масла.

Після закінчення випробування трансформаторів, які мають азотний захист, при зливанні масла до необхідного рівня оболонки азотного захисту потрібно приєднувати до розширника.

6.2.2 Відбирати проби масла і перевіряти масло в баку трансформатора необхідно згідно з додатком Б, а в баку контактора – згідно з додатком Г.

6.2.3 Втрати неробочого ходу при малій напрузі в трансформаторах потужністю 10 МВ∙А і більше на напругу 35 кВ і в усіх трансформаторах на напругу 110 кВ і вище необхідно вимірювати за схемами, за якими вимірювались втрати під час випробувань на підприємстві-виготовлювачі. Частота і величина підведеної напруги повинні відповідати паспортним.

Втрати неробочого ходу вимірюються на початку всіх випробувань і вимірювань, перед подаванням на обмотки трансформатора постійного струму (вимірювання омічного опору обмоток постійному струму, прогрівання трансформатора постійним струмом, вимірювання опору ізоляції обмоток).

Для трифазних трансформаторів співвідношення втрат не повинне відрізнятись від паспортних більше ніж на 5 %.

Для однофазних трансформаторів різниця між одержаними значеннями втрат і паспортними повинна становити не більше ніж 10 %.

В окремих випадках при узгодженні з підприємством-виготовлювачем можуть допускатись і більші різниці.

6.2.4 Перевіряти пристрої РПН та ПБЗ слід, керуючись відповідними заводськими інструкціями.

6.2.5 За необхідності потрібно перевіряти коефіцієнт трансформації на усіх ступенях переключення.

Виміряний коефіцієнт трансформації не повинен відрізнятись більше ніж на 2 % від коефіцієнта трансформації, розрахованого за номінальними напругами ступенів для тих же відгалужень інших фаз трансформатора або від коефіцієнта установленого заводом-виготовлювачем.

6.2.6 Необхідно виміряти опір постійному струму обмоток, зазначених у паспорті трансформатора.

Трансформатори з пристроями РПН та ПБЗ перед вимірюванням омічних опорів необхідно переключати з першого в останнє положення і назад.

Значення опорів трифазних трансформаторів, одержані на однакових відгалуженнях різних фаз при однаковій температурі, не повинні відрізнятись один від одного більше ніж на 2 %. Якщо в паспорті трансформатора, який має конструктивні особливості, є запис про розходження більше, ніж на 2 %, то норму 2 % необхідно збільшити до величини розходження, зазначеної в паспорті.

Одержані значення опорів однофазних трансформаторів не повинні відрізнятись більше ніж на 5 % від значень, наведених у паспорті трансформатора.

6.2.7 Вимірювати характеристики ізоляції (R60"і tgδ) трансформатора та оцінювати її стан потрібно згідно з протоколом заводу-виготовлювача або попередніми вимірюваннями. Найменші значення характеристик ізоляції наведено в додатку Д.

6.2.8 Рекомендується випробувати прикладеною напругою ізоляції обмоток з номінальною напругою до 35 кВ однохвилинною випробною напругою промислової частоти, яка дорівнює 90 % значення, зазначеного в паспорті трансформатора.

Після випробування ізоляції однохвилинною випробувальною напругою слід перевірити ізоляцію обмоток індуктованою напругою частотою 50 Гц, величиною не вище 1,3 номінальної при тривалості витримки 20 с.

При цьому вводи нейтралі, які мають меншу ізоляцію, ніж лінійні, повинні бути заземлені.

6.2.9 Випробування та налагодження системи охолодження необхідно провадити, керуючись відповідною інструкцією.

6.2.10 Необхідно налагодити газовий захист трансформатора

Робота газового реле, установленого на трансформаторах з плівковим захистом, перевіряється відповідно до інструкції на газове реле. Перевіряти працездатність газового реле, установленого на трансформаторах з плівковим захистом, нагнітанням до нього повітря забороняється.

Заповнювати газове реле маслом потрібно при повільному відкриванні засувки з боку розширника. При цьому пробку для випуску газу з газового реле необхідно відкривати.

Уставка газового реле повинна відповідати вимогам експлуатаційної документації на трансформатор. За відсутності в експлуатаційній документації таких вимог слід приймати таку уставку, яка відповідає максимальній чутливості і виключає спрацьовування реле під час пуску і зупинки електронасосів системи охолодження.

Випробувати ізоляцію між струмовідними та заземленими частинами кіл з приєднаними трансформаторами струму, газовими і захисними реле, датчиками масловказівників, відсічним клапаном, датчиками температури, пристроями РПН та манометричними термометрами напругою 1000 В, 50 Гц необхідно протягом 1 хв при від’єднаних роз’ємах манометричних термометрів. Ізоляцію манометричних термометрів випробують напругою 750 В, частотою 50 Гц протягом 1 хв.

У трансформаторах потужністю 63 МВ∙А і більше потрібно виміряти опір короткого замикання Zk.

6.2.13 Перевірку встановлених вводів, вбудованих трансформаторів струму та відсічного клапана необхідно здійснювати згідно з відповідною інструкцією.

6.2.14 Результати випробувань і налагодження необхідно оформляти протоколом.

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

7.1 Підготовка трансформаторів до роботи при першому ввімкненні та після ремонту

7.1.1 Новий трансформатор або трансформатор, який знаходиться в експлуатації, може бути введено в роботу після закінчення монтажних, налагоджувальних або ремонтних робіт на трансформаторі та його устаткуванні вторинної комутації за умов відповідності результатів випробувань трансформатора вимогам РД 16.363-87, інструкцій з експлуатації складових частин трансформатора або ГКД 34.20.302-2002 (після ремонту).

7.1.2 При першому ввімкненні трансформатора після монтажу або після ремонту, пов’язаного з від’єднанням або зміною кіл вторинної комутації, необхідно перевірити вплив пристроїв релейного захисту та автоматики (далі – РЗА) трансформатора на вимкнення вимикачів, установлених у його колі, і ввести ці пристрої в роботу відповідно до місцевої інструкції з експлуатації пристроїв РЗА.

7.1.3 При підготовці трансформатора до першого включення в роботу необхідно перевірити, щоб на запобіжних клапанах (за їх наявності) були зняті транспортні скоби.

7.1.4 На сигналізуючих термометрах і датчиках температури потрібно виконати такі уставки:

  • 95 (70, 75) °С – термосигналізатор, який сигналізує про граничну температуру верхніх шарів масла трансформатора з системами охолодження Д (Ц, ДЦ);
  • 55 і 50 (40 і 35) °С – відповідно замикальний і розмикальний контакти термосигналізатора, який застосовується в схемі керування системою охолодження трансформатора Д (ДЦ);
  • 5 °С – датчики температури, які застосовуються в схемі керування підігріванням шафи приводу пристрою РПН і ШАОТ;
  • мінус 25 °С – датчики температури, які застосовуються в схемі керування приводами РПН (перевіряється згідно з паспортом датчика).

7.1.5 Оглянути трансформатор, електрообладнання його первинного кола, переконатись у їх справному стані.

Під час зовнішнього огляду трансформатора перевірити:

  • відсутність пошкоджень, порушення герметичності та маслощільності, слідів корозії;
  • стан ізоляторів вводів (відсутність тріщин і відколів фарфору, забруднень, протікання масла крізь ущільнення, слідів перекриття і т.ін.);
  • відсутність сторонніх предметів, які впливають на роботу трансформатора;
  • цілісність і справність вимірювальних і захисних приладів (манометричних сигналізуючих термометрів, газового реле, захисних реле баків контакторів пристроїв РПН, масловказівників, манометрів на герметичних вводах і в системі охолодження);
  • стан видимих контактних приєднань і уземлень;
  • покази масловказівників розширників на відповідність середній температурі масла в баку трансформатора та в баках контакторів пристроїв РПН;
  • тиск масла у високовольтних герметичних вводах згідно з інструкцією з експлуатації вводів;
  • відкрите положення вентилів виносних баків тиску вводів;
  • стан індикаторного силікагелю в повітроосушниках;
  • рівень масла в масляних затворах повітроосушників;
  • стан вузлів передачі пристроїв РПН (відсутність поломок шарнірних і ноніусних муфт, відсутність порушення стопоріння та покриття льодом вузлів передачі, наявність мастила);
  • стан приводів пристроїв РПН і взаємна відповідність показів покажчиків положення приводу та перемикального пристрою, а також покажчика положень пристрою РПН на щиті керування;
  • стан ШД, ШАОТ і апаратури в них;
  • дію схеми обігрівання ШАОТ і приводу пристрою РПН;
  • стан системи охолодження та справність її дії.

Додатково до зазначеного необхідно перевірити:

  • чи відкриті відсічний клапан (за наявності), вентилі на маслопроводах, які з’єднують баки тиску з герметичними маслонаповненими вводами;
  • відповідність положення вентилів на маслопроводах (від зширників до баків трансформатора та контакторів пристроїв РПН), а також на маслопроводах доливання масла зазначеному рисунку установлення розширника;
  • чи відкрита запірна арматура на маслопроводах системи охолодження, термосифонних та адсорбційних фільтрів і електронасосів згідно з рисунком системи охолодження;
  • стан заземлення бака виводів нейтралі обмоток трансформатора, якщо не передбачене її розземлення;
  • покази термосигналізаторів і відповідність виставлених на них уставок зазначеним у 7.1.4;
  • чи відкриті ручні засувки пожежогасіння трансформатора, обладнаного стаціонарною автоматичною системою пожежогасіння;
  • стан електрообладнання та ошиновки кола трансформатора, звертаючи увагу на підключення вентильних розрядників або обмежувачів перенапруг.