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 масла, не більше |
0,1
|
0,01
|
0,1
|
Згідно з
|
|
5 Кількість водорозчинних кислот мг КОН на масла): - для силових трансформаторів потужністю понад 530 кВ*А, вимірювальних трансформаторів, маслонаповнених герметичних вводів |
Відсутня
|
0,014 |
Згідно з перед заливанням масла в устаткування |
|
|
- для негерметичних вводів |
Відсутня |
0,03 |
Згідно з ГКД 3443 101-97 в експлуатації |
|
|
6 Температура спалаху в закритому тиглі2), °С, не нижче |
135 |
135 |
Зниження не більше ніж на 5 °С порівняно з попередніми випробуваннями |
Згідно з ГОСТ 6370—83 |
|
7 Тангенс кута діелектричних втрат при 90 °С, %, не більше3', для силових, вимірювальних трансформаторів, вводів на напругу, кВ: |
|
|
|
Згідно з ГОСТ 658 1 — 75
|
|
110—150 |
0,5 |
0,7 |
15 |
|
|
220-500 |
0,5 |
0,7 |
10 |
|
|
750 |
0,5 |
0,7 |
5,0 |
|
|
8 Натрова проба, оптична щільність у кюветі |
0,4
|
—
|
— |
Згідно з ГОСТ 19296—73 |
|
9 Стабільність проти окислення. Часова частка осаду, %, не більше, для mасла: |
|
|
|
Згідно з ГОCТ 981-75
|
|
- ГК (ТУ38.101.102- 85) |
0,015 |
— |
— |
|
|
-Т 1500—750 (ГОСТ 982—80) |
Відсутня
|
—
|
—
|
|
|
-ТСп (ГОСТ 10121 - 76) |
Відсутня |
— |
— |
|
|
-ТАп(ТУ38.10 1.281-80) |
0,008 |
— |
— |
|
|
-ТКп(ТУ38. 10 1.890-81) |
0,01 |
— |
— |
|
|
10 Кислотне число окисленого масла, мг КОН на масла, не більше, для масла: |
|
|
|
|
|
-ГК(ТУ38.101.1025- 85) |
0,1 |
— |
— |
|
|
-Т 1500—750 (ГОСТ 982—80) |
0,15
|
—
|
—
|
|
|
-ТКп(ТУ38.101.890-81) |
0,1 |
— |
— |
|
|
-ТАп(ТУ 38.101.281-80) |
0,05 |
— |
— |
|
|
-ТСп (ГОСТ 10121 - 76) |
0,1 |
— |
— |
|
|
11 Вологовміст, % маси г/т), не більше: |
|
|
|
Згідно з "ОСТ 7822— 75
|
|
- для трансформаторів із азотним та плівковим захистом |
0,001 (10) |
0,001 (10)
|
0,002 (20) |
|
|
- для трансформаторів без спеціальних pзахистів масла і системою М і Д |
0,002 (20) |
0,002 (25) |
Відсутній |
Згідно з в експлуатацію допускається згідно з ГОСТ 1547 — 84 |
|
12 Газовміст, % об'єму4), не більше |
0,1 |
0,2 |
2 |
Згідно з інструкцією Підприємства-виготовлювача |
|
13 Розчинений шлам потенційний осад) для силових трансформаторів на напругу 220 кВ і вище при кислотному числі масла понад 0,15 мг КОН на І г масла |
— |
— |
Відсутній |
Згідно з ГКД 34.43.101— |
|
14 Температура застигання51, °С, не вище, для обладнання, яке працює в районах з холодним кліматом |
Мінус 50
|
Мінус 45 |
— |
Згідно з ГОСТ 20287—91 |
|
1) Кислотне число для масла ТКп (ТУ38. 1 0 1 .890— 8 1 ), ТАп(ТУ38. 1 0 1 .28 1 —80), ТСп (ГОСТ 10121 — 76) до і після заливання повинне бути не більше 0,02 мг КОН на 1 ґ масла. |
||||
|
2) Температура спалаху для масла ТСп (ГОСТ 10121 — 76) повинна бути до і після заливання не нижче 150°С. |
||||
|
3) Значення Ідб для масла ТКп (ТУ38.101.890 — 81) при 90 °С до заливання повинне бути 2,2 %, після заливання — не більше 2,6 %; для масла ТСп (ГОСТ 10121 — 76): до заливання — не більше 1,7 %, після заливання — не більше 2,0 %. |
||||
|
4) Перевіряти газовміст експлуатаційного масла допускається за результатами аналізу розчинених у маслі газів хроматографічним методом. Після заливання газовміст становить не більше 0,5 %, для реакторів - 0,1%. |
||||
|
5) Температура застигання для масла Т 750 (ГОСТ 982—80) має бути не вище мінус 55 °С. Докладні відомості, показники якості та рекомендації для використання марок трансформаторних масел, які застосовуються, наведено в чинних ГОСТ, ТУ, ГКД 34.43.101—97 і ГКД 34.20.302—2002. |
