Для проб масла, узятих з бака контактора пристрою РПН, потрібно визначити пробивну напругу і вологовміст.
Показники якості масла повинні задовольняти норми, наведені в таблиці Б.1 (додаток Б).
При виявленні ознак погіршення стану масла в початковий період експлуатації трансформатора необхідно звертатись за консультацією на підприємство-виготовлювач.
Оцінення результатів хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів необхідно здійснювати згідно з РД 34.46.303-89.
9.2.1.2 Для заливання необхідно застосовувати масло марок і з характеристиками згідно з додатком Б.
Для доливання необхідно застосовувати, як правило, масло, аналогічне залитому в трансформатор.
Масла, виготовлені за різними стандартами та технічними умовами, рекомендується зберігати і застосовувати, як правило, окремо. Змішування масел різної якості не рекомендується, оскільки це призводить до погіршення якості кращого масла, зниження його строку служби і підвищення експлуатаційних витрат під час технічного обслуговування трансформатора.
За необхідності, допускається змішування між собою масел однакової якості (ТКп, Т-750 і Т-1500) у будь-яких пропорціях, якщо тангенс кута діелектричних втрат пробної суміші не перевищує тангенсу кута діелектричних втрат компонента з найбільшими діелектричними втратами.
Як виняток допускається змішування масла марки ГК з іншими маслами (з причин, зазначених вище).
Допускається змішування свіжих та експлуатаційних масел (кислотне число не більше 0,08 мг КОН, нейтральна реакція водної витяжки, відсутність розчиненого шламу).
Суміш масел, призначених для обладнання різних класів напруги, повинна використовуватись тільки для обладнання нижчого класу напруги.
9.2.2 Профілактичні випробування трансформаторів
9.2.2.1 Профілактичні випробування трансформаторів необхідно здійснювати під час поточних і капітальних ремонтів для перевірки стану трансформатора, який знаходиться в експлуатації, і одночасно якості ремонту.
За необхідності профілактичні випробування можна здійснювати в міжремонтний період під час планового технічного обслуговування з метою контролю стану ізоляції трансформатора, якщо є ознаки її погіршення, наприклад, через зниження якості масла.
Випробування трансформатора також необхідно здійснювати після аварії, якщо вона не супроводжувалась пожежею.
9.2.2.2 Профілактичні випробування необхідно здійснювати в об’ємі, передбаченому чинним ГКД 34.20.302-2002. При цьому вимірювання характеристик ізоляції обмоток трансформатора (R60"/ R15", tgδ) слід здійснювати за схемами, наведеними в його паспорті.
У трансформаторах потужністю 63 МВ∙А і більше необхідно виконувати вимірювання Zк не тільки при першому введенні в експлуатацію, а й під час капітальних ремонтів, а також після протікання крізь трансформатор струмів 0,7 і більше допустимого розрахункового струму короткого замикання трансформатора (ГОСТ 11677-85).
Залежно від виду робіт обсяг перевірок може бути обмежений перевіркою контрольних параметрів, які найбільш чітко виявляють дефект, який може бути допущений при виконанні даного виду робіт. Наприклад, після заміни вводу достатньо обмежитись перевіркою опору обмоток постійному струму і трансформаторного масла з бака трансформатора, а також вимірюванням характеристик ізоляції його обмоток.
Результати випробувань слід порівнювати з установленими параметрами. Якщо вимірювана величина не нормується, її необхідно порівняти з даними попередніх вимірювань або аналогічних вимірювань на однотипному трансформаторі з результатами решти випробувань і т. ін.
Допустимі відхилення значення Zк від значення, виміряного на місці установлення трансформатора під час його першого введення в роботу, повинні становити не більше 3 %, а від значення, обчисленого за паспортними даними, – не більше 5 %.
Основні методичні вказівки з випробувань трансформаторіd наведено в ГОСТ 3484-88 і РД 16.363-87.
Вимірювання Zк трансформаторів необхідно здійснювати згідно з чинною методикою.
Результати усіх випробувань необхідно оформляти протоколами, в яких крім результатів вимірювань і випробувань навести дані про прилади і схеми випробувань, температури обмоток, масла та інші, необхідні для порівняння результатів випробувань, проведених у різний час.
9.2.2.3 Результати випробувань не можуть бути єдиним і достатнім критерієм для оцінення стану трансформатора.
Для оцінення стану трансформатора потрібно застосовувати системний підхід, який враховує результати всіх випробувань, у тому числі і додаткових перед ремонтом (наприклад, вимірювання опору короткого замикання), відомостей про попередню роботу трансформатора, дані огляду і внутрішнього ремонту.
Аналіз стану трансформатора включає:
Для оцінення стану ізоляції трансформаторів на напругу 110 кВ і вище необхідно використовувати макети ізоляції.
Програма додаткових випробувань і внутрішнього огляду повинна складатись з урахуванням результатів аналізу стану трансформатора, умов експлуатації, особливостей його конструкції.
Остаточне оцінення стану трансформатора слід здійснювати за результатами всіх випробувань і вимірювань і порівнянням їх з даними попередніх випробувань і вимірювань із урахуванням аналізу даних з його експлуатації.
За результатами оцінення стану трансформатора приймається рішення про строки проведення відповідного ремонту.
9.2.3 Регламентні роботи
9.2.3.1 Для вчасного виконання регламентних робіт необхідно облік тривалості робіт вузлів і матеріалів, схильних до зношення або старіння (шарикопідшипники маслонасосів, силікагель фільтрів і т. ін.).
9.2.3.2 Заміну силікагелю та повстяної прокладки в термосифонних і адсорбційних фільтрах допускається здійснювати на працюючому трансформаторі.
Під час проведення робіт на адсорбційному фільтрі необхідно перевести дію вимикального елемента газового реле на сигнал.
Для заповнення фільтрів слід застосовувати силікагель марки КСКГ згідно з ГОСТ 3956-76Е. Силікагель, який був у використанні, необхідно просушити до залишкового вологовмісту не більше 0,5 % (по масі),
Періодичність заміни силікагелю зазначено в додатку Е.
При заміні силікагелю особливу увагу слід звертати на видалення повітря з фільтрів, керуючись при цьому інструкцією з експлуатації термосифонного та адсорбційного фільтра.
9.2.3.3 Для заповнення повітроосушника необхідно застосовувати силікагель марки КСКГ, просочений хлористим кальцієм і просушений до залишкового вологовмісту не більше 0,5 % (по масі).
Патрон заповнювати індикаторним силікагелем згідно з ГОСТ 8984-75.
Одночасно з заміною силікагелю слід здійснювати очищення внутрішньої порожнини і заміну масла в масляному затворі, керуючись вказівками інструкції з експлуатації повітроосушника.
9.2.3.4 Змащувати шарніри і тертьові деталі передачі пристрою РПН серії РНОА необхідно через кожні шість місяців тугоплавким, незамерзаючим мастилом.
Заміну мастила в редукторах приводів пристроїв РПН необхідно здійснювати відповідно до вказівок інструкцій з їх експлуатації.
9.2.3.5 Регламентні роботи під час технічного обслуговування маслонасосів серії МТ потрібно здійснювати після напрацювання 20 тис. год.
При цьому необхідно вимкнути маслонасос із системи охолодження і перевірити стан підшипників, ущільнень, величину опору ізоляції електродвигуна відносно корпусу, стан щілинного ущільнення робочих коліс.
Заміну шарикопідшипників та інші відбудовні роботи потрібні здійснювати при напрацюванні маслонасосом не більше 50 тис. год, якщо інше не зазначено в його інструкції. Ці роботи повинні виконуватись відповідно до вказівок, які містяться в паспорті маслонасоса.
9.2.3.6 Не рідше одного разу на шість місяців необхідно перевіряти справність сигналізацій вимкнення маслонасосів і вентиляторів, а також увімкнення резервного охолодника і джерела живлення.
9.2.3.7 При оперативному вимкненні трансформатора необхідно залишати в роботі кола сигналізації масловказівників, відсічного клапана і газового реле (захисту РПН).
10 Експлуатація пристроїв перемикання відгалуженії обмоток трансформаторів
10.1 Загальні положення
10.1.1 Для забезпечення вимірювання коефіцієнта трансформації трансформаторів, з метою регулювання напруги, застосовуються пристрої перемикання (далі – ПП) відгалужень обмоток трансформаторів, які поділяються на дві групи:
10.1.2 Пристрої РПН поділяються на два види:
10.1.3 Більше половини парку трансформаторів потужністю більше 1 МВ∙А оснащені ПП РПН. В експлуатації знаходиться декілька типів РПН вітчизняного та імпортного виробництва, а саме:
реакторні пристрої – РНТ-13, РНТ-18, РНТ-20, РНТ-23 з приводними механізмами (далі – ПМ) ПДП-1, ПДП-4, МА-1;
швидкодіючі ПП – РС-3, РС-4, РС-9 із ПМ МЗ-2, МЗ-4, SDV – 630 або 1250, SCV-1600, SAV-1600 із ПМ ЕМ-1. РНТА на струми 125, 200, 320, 630 А, ЗРНОА, РНОА на номінальні напруги 35, 110, 220 і 330 кВ.
10.1.4 Практично всі трансформатори без РПН потужністю до 250 МВ∙А і обмотки СН триобмоткових трансформаторів РПН оснащено ПП ПБЗ, що, як правило, мають ручний привід на п’ять положень для регулювання напруги в діапазоні ± (2,5 • 2) % таких типів:
ПБ – барабанного типу однофазні з кільцевими контактами на струми 400 А і більше;
ПТ-6 – барабанного типу трифазні;
ПТЛ – барабанного типу трифазні з ламельними контактами на струм до 400 А;
ПТР – трифазні рейкові перемикачі з ламельними контактами на струм до 400 А класу напруги 10 кВ.
10.1.5 Для усіх ПП ПБЗ основними профілактичними роботами є огляди приводу, усунення протікань через сальник, при їх появі, підтягуванням натискувальної гайки при кожному перемиканні, а за їх відсутності – один раз на шість місяців здійснювати прогін ПБЗ: 10 циклів по всьому діапазону. Ремонт ПП ПБЗ потрібно здійснювати згідно з заводською інструкцією під час капітального ремонту трансформатора.
10.2 Експлуатація пристроїв РПН
10.2.1 Пристрої РПН повинні експлуатуватись відповідно до інструкції заводів-виготовлювачів. Місцеві інструкції необхідно складати на основі заводських інструкцій і вимог цього розділу.
10.2.2 Після монтажу або ремонту ПП в обов’язковому порядку перевіряють його роботу в обсязі і послідовності, зазначених у інструкції заводу-виготовлювача.
Під час випробування трансформаторів або автотрансформаторів з пристроєм РПН перед включенням їх у роботу після монтажу або капітального ремонту слід на неробочому ході виконати два-три повних цикли перемикань від блока автоматичного регулювання напруги (далі – АРН) або дистанційно для перевірки роботи пристрою РПН. Ці випробування дають змогу перевірити якість обладнання, монтажу або ремонту для вирішення питання про можливість введення пристрою РПН у експлуатацію.
10.2.3 Після монтажу, кожної ревізії або вимкнення трансформатора на тривалий час під час підготовки трансформатора до ввімкнення під навантаженням необхідно виконати прогін вибірника відгалужень по всіх положеннях два-три рази для зняття плівки окисів із контактних поверхонь.
10.2.4 Пристрій РПН трансформатора повинен постійно знаходитись у робочому стані, його робота (кількість операцій) повинна фіксуватись лічильником кількості операцій. За наявності блока АРН він повинен бути постійно введеним у роботу і виводитись із роботи тільки при несправності і режимах роботи трансформаторів, при яких блок автоматичного керування не може бути використаний. Сьогодні замість блока АРТ-1Н освоєно блок автоматичного керування ЕРНТ-1.
10.2.5 Під час роботи трансформаторів, обладнаних пристроєм РПН із блоком автоматичного керування приводом, потрібно забезпечити виведення блока з роботи і видання сигналізації несправності:
10.2.6 Під час паралельної роботи трансформаторів, обладнаних пристроєм РПН із блоками автоматичного керування приводом, блок автоматичного керування потрібно виводити з роботи в таких випадках:
