Особенности сушки трансформаторов с РПН
12.40. Перед сушкой активной части трансформаторов с погружными переключающими устройствами следует:
а) залить бак контактора маслом;
б) соединить полость бака контактора с баком трансформатора вакуумным шлангом;
в) в бакелитовых цилиндрах бака контактора установить два термодатчика (термопары);
г) убедиться, что температура на изоляции активной части и РПН в любой точке не превышает 95 ºС.
12.41. После окончания сушки трансформатора необходимо слить масло из бака контактора и залить бак свежим трансформаторным маслом.
12.42. Трансформаторы с РПН должны сушиться с учетом требований инструкций по монтажу и эксплуатации переключающих устройств.
Заключительные работы после сушки активной части трансформатора
12.43. После окончания заливки и отстоя масла должны быть произведены замеры характеристик изоляции обмоток (приложение 1 настоящей Инструкции).
12.44. Необходимо оформить техническую документацию: акт и график сушки, протоколы анализов масла, протокол измерения характеристик изоляции.
12.45. Следует слить масло из бака и произвести ревизию активной части с подъемом активной части («колокола»), заменой резиновых прокладок при разъемах (приложение 2 настоящей Инструкции).
12.46. Следует снять термопары с активной части трансформатора, контролируя их количество по акту установки термопар.
13. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ СБОРКА ТРАНСФОРМАТОРА
13.1. Монтаж системы охлаждения производится в соответствии с разд. 8 настоящей Инструкции.
13.2. Для завершения процесса монтажа следует:
а) установить на трансформатор термосифонные фильтры;
б) установить на бак расширитель и выхлопную трубу; подсоединить к расширителю трубопровод для доливки масла;
в) установить газовое реле и сигнальные манометрические термометры;
г) произвести монтаж силовых и контрольных кабелей, руководствуясь чертежами завода-изготовителя;
д) установить газоотводящие трубопроводы.
13.3. При доливке трансформатора и заполнении маслом системы охлаждения необходимо:
а) через верхнюю дыхательную пробку или специальный трубопровод расширителя долить в трансформатор масло до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя;
б) открыть нижние плоские краны радиаторов и вывернуть воздухоспускные пробки в верхней части радиаторов (охладителей), коробок НН, вводов напряжением 3-110 кВ, установок трансформаторов тока, термосифонных фильтров и т.п.;
в) после появления масла в отверстиях пробок ввернуть пробки на место и уплотнить;
г) открыть верхние плоские краны радиаторов;
д) долить масло до отметки маслоуказателя, которая соответствует температуре масла внутри бака в момент доливки.
13.4. Следует испытать трансформатор на маслоплотность; установить воздухоосушитель.
13.5. При перекатке и установке трансформатора на фундамент следует: закрепить канаты за специальные приспособления на баке; плавно, без рывков, перекатить трансформатор к фундаменту по рельсовому пути на собственных катках со скоростью не более 8 м/мин. Направление тягового усилия должно совпадать с направлением перемещения.
13.6. Для перекатки следует использовать электролебедку или трактор и полиспасты.
13.7. Для изменения направления перекатки необходимо:
а) приподнять трансформатор гидравлическими домкратами;
б) вывернуть болты, крепящие каретки к пластинам на донных балках, и развернуть каретки;
в) опустить трансформатор на каретки и затянуть болты крепления кареток к баку.
13.8. Не снимая собственных катков, следует установить трансформатор на фундамент так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле от 1 до 1,5 %.
14. ИСПЫТАНИЯ И НАЛАДКА
Испытания
14.1. При выполнении испытаний следует руководствоваться указаниями ГОСТ 3484-65.
14.2. Не устанавливая воздухоосушитель, необходимо испытать трансформатор на маслоплотность путем создания стабильного избыточного давления столба масла высотой 0,6 м над максимальным рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч. Температура масла в баке трансформатора должна быть выше 0 °С.
Трансформатор считается маслоплотным, если при указанной проверке не обнаружена течь масла.
После окончания испытания следует установить воздухоосушитель.
14.3. Необходимо отобрать пробу масла при температуре не ниже 5 ºС после заливки (или доливки) и отстоя в течение не менее:
12 ч - для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно;
24 ч - для трансформаторов напряжением 110 кВ.
Отбор пробы масла должен производиться из специального крана, имеющегося на баке трансформатора.
14.4. Отобранное масло для трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно следует испытывать в соответствии с указаниями пп. 1-5 табл. П1.10 и табл. П1.6.
14.5. У трансформаторов напряжением 110 кВ необходимо измерить также tgδ масла.
Результаты анализа должны соответствовать нормам табл. П1.10.
14.6. Необходимо провести измерения сопротивления изоляции R60” коэффициента абсорбции R60”/R15”, tgδ изоляции трансформатора без сушки. Объем, нормы и методика измерения приведены в приложении 1 настоящей Инструкции.
14.7. Проверку работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы трансформаторов, оборудованных переключающими устройствами с токоограничивающими реакторами, следует производить в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и ГОСТ 8008-70.
14.8. Для трансформаторов с быстродействующими переключающими устройствами (например, РС-3) допускается не снимать круговые диаграммы при следующих условиях:
а) симметричности срабатывания контактора (на слух) при вращении от первого положения к положению n и от n к первому;
б) правильной последовательности соединения обмотки с переключателем, проверяемой путем измерения коэффициента трансформации на всех положениях переключателя;
в) целости соединения обмотки с переключателем, проверяемой путем измерения сопротивления постоянному току ответвлений на всех положениях переключателя;
г) положительном результате испытания защитного реле RS-1000.
14.9. Следует измерить ток и потери холостого хода. Для трансформаторов мощностью более 1000 кВ·А измерение следует производить при номинальном напряжении или малом напряжении с поочередным выкорачиванием фаз. Ток холостого хода не нормируется.
14.10. Измерение коэффициента трансформации на всех ступенях переключения следует производить в процессе монтажа, если паспортные данные отсутствуют или вызывают сомнение.
Коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2 % от коэффициента трансформации, полученного на том же ответвлении на других фазах или указанного в заводских расчетных данных.
14.11. Проверку схемы и группы соединения обмоток, трехфазных трансформаторов необходимо производить в процессе монтажа, если отсутствуют или вызывают сомнение паспортные данные.
14.12. Измерение сопротивления обмоток постоянному току следует производить на всех ступенях переключателя. При этом необходимо:
а) при наличии у двухходовой обмотки параллельных выводов убедиться в отсутствии замыкания между ходами путем проверки мегомметром напряжением 2500 В в течение 1 мин;
б) измерить активное сопротивление двухходовой обмотки раздельно по ходам.
14.13. Измерения следует производить на не нагретом трансформаторе. Температура обмотки определяется на основании указаний, приведенных в пп. П1.29 - П1.32 приложения 1 настоящей Инструкции.
14.14. Значения сопротивлений, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз, не должны отличаться друг от друга или от заводских значений более чем на 2 %.
14.15. Испытания вводов напряжением до 35 кВ включительно, а также маслонаполненных малогабаритных вводов напряжением 110 кВ должны производиться в соответствии с разд. 5 настоящей Инструкции.
14.16. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток трансформатора при вводе в эксплуатацию не обязательно.
14.17. Величина испытательного напряжения и методы испытаний должны соответствовать ГОСТ 1516-73.
Наладка
14.18. Режим пуска и работы охлаждающих устройств в зависимости от температуры масла и нагрузки следует определять в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации системы охлаждения.
14.19. При наладке газовой защиты необходимо проверить:
а) установку газового реле в соответствии с настоящей Инструкцией, а также с инструкцией на газовое реле;
б) соответствие установленной в газовом реле сменной лопатки (согласованной с энергосистемой уставки на срабатывание реле) скорости потока масла;
в) изоляцию цепей газового реле мегомметром напряжением 2500 В;
г) уровень масла в расширителе трансформатора, который должен быть выше уровня верхнего крана на крышке газового реле не менее чем на 50 мм.
14.20. Следует проверить работу реле уровня масла и его электрических цепей.
14.21. Необходимо проверить замыкание и размыкание цепей манометрических термометров путем перевода вручную стрелок установки минимальной и максимальной температур. Проверку следует производить омметром.
14.22. Следует проверить и измерить следующие характеристики встроенных трансформаторов тока (до установки на трансформатор):
а) сопротивление изоляции вторичных обмоток мегомметром напряжением 1000 В (значение сопротивления изоляции не нормируется);
б) характеристики намагничивания сердечников трансформаторов тока;
в) полярность выводов обмоток;
г) коэффициент трансформации на всех ответвлениях;
д) сопротивление обмоток постоянному току.
15. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ДЛЯ СДАЧИ ТРАНСФОРМАТОРА
15.1. Для сдачи трансформатора в эксплуатацию необходимо оформить следующие документы:
1) комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой был выполнен монтаж;
2) акт о приемке фундамента трансформатора под монтаж;
3) акт о приемке силового трансформатора в монтаж;
4) протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части;
5) протокол ревизии трансформатора (если она производилась);
6) протокол измерений характеристик изоляции;
7) протокол сушки трансформатора (если она производилась);
8) протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы маслоохлаждения ДЦ);
9) протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла;
10) протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, реле RS-1000 (для регулирующего устройства РС-3), термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов;
11) протоколы испытаний вводов (маслонаполненных и др.) и защитных устройств;
12) протоколы испытания трансформатора;
13) протокол испытания на плотность полностью смонтированного трансформатора давлением столба масла.
15.2. Указанная выше документация обеспечивается:
монтажным управлением - документы 1, 2, 7, 8, 13;
наладочной организацией - документы 11, 12;
монтажной и наладочной организациями - документы 3, 4, 5, 6;
предприятием-заказчиком - документы 9, 10.
16. ПОДГОТОВКА К ПРОБНОМУ ВКЛЮЧЕНИЮ И ВКЛЮЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРА
Подготовка к пробному включению
16.1. Если между окончанием монтажа и включением трансформатора напряжением до 110 кВ включительно прошло более 3 мес, следует повторно провести следующие проверки:
а) пробы масла при температуре не ниже 5 ºС. Характеристики масла должны соответствовать требованиям табл. П1.6 и П1.10;
б) сопротивления изоляции R60” определением R60”/R15” изоляции обмоток;
в) активного сопротивления обмоток в рабочем положении переключателей - для трансформаторов мощностью более 10000 кВ·А.
16.2. Перед включением трансформатора необходимо:
а) убедиться в исправном действии всех проверенных ранее устройств защиты трансформатора (газовой, максимальной, дифференциальной защиты и др.);
б) обратить особое внимание на надежность работы газовой защиты; сигнальные контакты при первом выключении следует пересоединить на отключение масляного (воздушного) выключателя. Вне зависимости от ранее произведенной проверки газовой защиты необходимо провести повторную проверку этой защиты непосредственно перед включением трансформатора;
в) проверить действие механизмов и блокировки включения и отключения масляных (воздушных) выключателей;
г) проверить управление переключающим устройством (для трансформаторов с РПН);
д) проверить работу установки охлаждения трансформатора.
16.3. До пробного включения трансформатора следует произвести его наружный осмотр и проверить:
а) уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;
б) состояние изоляторов (отсутствие повреждений, пыли, грязи, краски);
в) надежность контактов в ошиновке, в том числе в местах присоединения к вводам;
г) целость маслоуказательных стекол (на расширителе и вводах), наличие стеклянной диафрагмы на выхлопной трубе;
д) состояние всех уплотнений, отсутствие течи масла;
е) правильное положение верхних и нижних радиаторных кранов, а также крана, соединяющего бак трансформатора с расширителем (краны должны быть открыты); для систем охлаждения с принудительной циркуляцией масла необходимо убедиться в том, что верхняя и нижняя задвижки открыты;
ж) надежность заземления трансформатора;
з) правильное положение указателей на всех переключателях напряжения (для трансформаторов с ПБВ).
16.4. Необходимо убедиться в отсутствии воздуха в трансформаторе, для чего отвинтить все пробки для выпуска воздуха (на вводах, переходных фланцах, люках и т.п.); следует открыть кран газового реле.
16.5. Следует убедиться в отсутствии закороток.
16.6. Следует удалить посторонние предметы с крышки трансформатора.
Включение трансформатора
