Ввод сухого трансформатора в эксплуатацию

ГОСТ Р 54827-2011
(МЭК 60076-11:2004)

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Общие технические условия

Dry-type transformers. General specifications

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский электротехнический институт имени В.И.Ленина» (ФГУП «ВЭИ») на основе собственного аутентичного перевода на русский язык международного стандарта

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 37 «Электрооборудование для передачи, преобразования и распределения электроэнергии»

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту МЭК 60076-11:2004* «Трансформаторы силовые — Часть 11. Сухие трансформаторы» (IEC 60076-11:2004 Power transformers — Part 11: Dry-type transformers) путем изменения содержания отдельных структурных элементов, которые выделены вертикальной линией, расположенной на полях этого текста, а также путем изменения отдельных фраз (слов, значений показателей, ссылок), которые выделены в тексте курсивом**. Оригинальный текст структурных элементов примененного международного стандарта и объяснения причин внесения технических отклонений приведены в дополнительном приложении ДВ.

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей.

** В оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов по тексту приводятся обычным шрифтом. — Примечание изготовителя базы данных.

Приложения ДА и ДБ дополняют основные разделы с учетом потребностей национальной экономики Российской Федерации и особенностей российской национальной стандартизации. Кроме того, потребности национальной экономики Российской Федерации и особенности российской национальной стандартизации учтены в дополнительных подпунктах, абзацах, терминологических статьях, которые выделены путем заключения их в рамки из тонких линий, а информация с объяснением причин включения этих положений приведена в указанных пунктах (подпунктах или после соответствующих абзацев или статей) в виде примечаний.

В настоящем стандарте вместо ссылочных международных стандартов использованы соответствующие национальные стандарты Российской Федерации.

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5 (пункт 3.5)

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Введение

Настоящий стандарт устанавливает технические требования, методы испытаний, правила приемки сухих трансформаторов общего назначения, в том числе автотрансформаторов, трансформаторов собственных нужд электростанций, трансформаторов для комплектных трансформаторных подстанций (КТП), с учетом специфики сухих трансформаторов.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на сухие трансформаторы общего назначения, в том числе на автотрансформаторы, трансформаторы собственных нужд электростанций и трансформаторы для комплектных трансформаторных подстанций (КТП) классов напряжения до 35 кВ включительно.

Стандарт распространяется на оборудование, разработанное после 1 января 2013 г.

Стандарт не распространяется на следующие трансформаторы малой мощности и специальные трансформаторы*:

* Для этих трансформаторов требования настоящего стандарта могут полностью или частично применяться, если на них нет отдельных нормативных документов (далее — НД). Для тех из указанных силовых трансформаторов, на которые имеются отдельные НД, настоящий стандарт распространяется только в той мере, которая специально оговорена в НД на эти трансформаторы.

— газонаполненные сухие трансформаторы с газом, отличным от воздуха;

— однофазные трансформаторы с номинальной мощностью менее 1 кВА;

— трехфазные трансформаторы с номинальной мощностью менее 5 кВА;

— тяговые трансформаторы, устанавливаемые на подвижном составе;

— пожаростойкие и шахтные трансформаторы;

— трансформаторы малой мощности со специальными требованиями безопасности.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия.

ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ 3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев

ГОСТ 8865-93 (МЭК 60085:1984) Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация

ГОСТ 9680-77 Трансформаторы силовые мощностью 0,01 кВА и более. Ряд номинальных мощностей

ГОСТ 9920-89 (МЭК 694-80, МЭК 815-86) Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 14254-96 (МЭК 60529:1989) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15543.1-89 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 20074-83 Электрооборудование и электроустановки. Метод измерения характеристик частичных разрядов

ГОСТ 22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 23216-78 Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, временная противокоррозионная защита, упаковка. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1:1993) Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 52719 и ГОСТ 30830, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 сухой трансформатор: Трансформатор, магнитная система и обмотки которого не погружены в изоляционную жидкость (МЭС 421-01-16).

3.2 сухой невентилируемый защищенный трансформатор: Трансформатор в невентилируемом защитном кожухе без избыточного давления, охлаждаемый путем циркуляции внутреннего воздуха.

3.3 сухой защищенный трансформатор: Трансформатор в вентилируемом защитном кожухе, охлаждаемый путем циркуляции окружающего воздуха.

3.4 сухой незащищенный трансформатор: Трансформатор без защитного кожуха, охлаждаемый путем естественной или принудительной циркуляции окружающего воздуха.

3.5 трансформатор с капсулированными обмотками: Сухой трансформатор, в котором по крайней мере одна из обмоток заключена в твердую изоляцию, которая образует с ней единое целое и защищает ее от увлажнения и загрязнения.

Примечание — Твердая изоляция может быть выполнена методом литья, вакуумно-нагнетательной пропитки либо другим методом.

3.6 трансформатор с монолитной изоляцией: Сухой трансформатор, в котором основной изолирующей средой служит отвержденный электроизоляционный компаунд с наполнителем.

Примечание — Дополнительные по отношению к МЭК 60076-11:2004 термины и определения 3.5 и 3.6 введены с целью учета особенностей российской национальной стандартизации в части испытаний электрической прочности изоляции сухих трансформаторов.

4 Условия работы

4.1 Общие положения

Требования ГОСТ Р 52719 применимы к сухим трансформаторам в той мере, насколько это указано в настоящем стандарте.

4.2 Нормальные условия работы

Если не оговорено иное, условия эксплуатации должны соответствовать приведенным в 4.2.2-4.2.6. При необходимости эксплуатации трансформатора в условиях, отличных от нормальных, следует руководствоваться указаниями 11.2 и/или 11.3.

Высота над уровнем моря не должна превышать 1000 м.

4.2.3 Температура охлаждающего воздуха

Температура охлаждающего воздуха согласно климатическому исполнению У, категории размещения сухих герметичных трансформаторов от 1 до 4, сухих негерметичных от 3 до 4 по ГОСТ 15150. Среднесуточная температура воздуха не выше 30 °С; среднегодовая температура воздуха, определяемая по пункту 3.12 ГОСТ 30830, не выше 20 °С.

Примечание — См. ДВ.1 (приложение ДВ).

4.2.4 Форма кривой питающего напряжения

Форма кривой питающего напряжения должна соответствовать требованиям ГОСТ 13109.

Примечание — См. ДВ.2 (приложение ДВ).

4.2.5 Несимметрия трехфазного питающего напряжения

Источник

ПТЭЭП — Глава 2.1 Силовые трансформаторы и реакторы

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП), редакция 2003 г.

Электрооборудование и электроустановки общего назначения

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И РЕАКТОРЫ

2.1.1. Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.

Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.

2.1.2. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

2.1.3. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее2 %.

2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.

Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.

2.1.5. Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.

Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.

Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.

2.1.6. Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.

2.1.7. Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.

При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.

2.1.8. На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.

Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.

2.1.9. На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.

2.1.10. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.

2.1.11. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

2.1.12. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости.

2.1.13. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.

2.1.14. Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.

2.1.15. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).

В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

2.1.16. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.

Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

2.1.17. Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее — РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от режима работы трансформатора (реактора). Указанные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.

Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.

Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.

2.1.18. При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.

2.1.19. Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.

Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:

группы соединений обмоток одинаковы;

соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;

коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ± 0,5 %;

напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ± 10 %;

произведена фазировка трансформаторов.

Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов небудет перегружен.

2.1.20. Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.

Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.

Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.

2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60

длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5

2.1.22. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.

2.1.23. При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если заводами-изготовителями в заводских инструкциях не оговорены иные температуры): у трансформаторов с системой масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла (далее — ДЦ) — 75 °С, с системами масляного охлаждения (далее — М) и масляного охлаждения с дутьем (далее — Д) — 95 °С; у трансформаторов с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель (далее — Ц) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.

2.1.24. На трансформаторах и реакторах с системами масляного охлаждения ДЦ, направленной циркуляцией масла в обмотках (далее — НДЦ), Ц, направленной циркуляцией масла в обмотках и принудительной — через водоохладитель (далее — НЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (реактора).

На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:

с системами охлаждения М и Д — при любой отрицательной температуре воздуха;

с системами охлаждения ДЦ иЦ — при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла. Система циркуляции масла должна быть включена в работу только после увеличения температуры верхних слоев масла до минус 25 °С.

В аварийных условиях допускается включение трансформаторов на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха (трансформаторов с системами охлаждения НДЦ, НЦ — в соответствии с заводскими инструкциями).

2.1.25. Принудительная циркуляция масла в системах охлаждения должна быть непрерывной независимо от нагрузки трансформатора.

2.1.26. Количество включаемых и отключаемых охладителей основной и резервной систем охлаждения ДЦ(НДЦ), Ц (НЦ), условия работы трансформаторов с отключенным дутьем системы охлаждения Д определяются заводскими инструкциями.

2.1.27. Эксплуатация трансформаторов и реакторов с принудительной циркуляцией масла допускается лишь при включенной в работу системе сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды и работы вентиляторов обдува охладителей.

2.1.28. При включении масловодяной системы охлаждения Ц и НЦ в первую очередь должен быть пущен маслонасос. Затем при температуре верхних слоев масла выше 15 °С включается водяной насос. Отключение водяного насоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до 10°С, если иное не предусмотрено заводской документацией.

Давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей воды не менее чем на 10 кПа (0,1 кгс/см2) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов, водяных магистралей.

2.1.29. Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего времени:

Температура окружающего воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30

Допустимая длительность работы, ч 60 40 16 10 6 4

Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:

а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной нагрузкой в течение 10 мин. Или режим холостого хода в течение 30 мин.; если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80 °С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВА допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной температуры, но не более 1 ч;

б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45 °С.

Требования настоящего пункта действительны, если в инструкциях заводов-изготовителей не оговорены иные.

Трансформаторы с направленной циркуляцией масла в обмотках (система охлаждения НЦ) эксплуатируются в соответствии с заводской инструкцией.

2.1.30. На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55 °С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

2.1.31. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.

По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования Потребителей. Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.

Персонал Потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением, устанавливаемым на регулировочном ответвлении.

2.1.32. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла выше -20 °С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше -45 °С — для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева. Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с заводской инструкцией.

2.1.33. На трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток без возбуждения (далее — ПБВ), правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться не менее 2 раз в год — перед наступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки.

2.1.34. Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:

главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала — 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала — 1 раз в месяц;

на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в месяц.

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены техническим руководителем (ответственным за электрохозяйство) Потребителя.

Вне очередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:

после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и д.р.);

при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.

2.1.35. Текущие ремонты трансформаторов (реактивов) производятся по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя.

2.1.36. Капитальные ремонты (планово-предупредительные — по типовой номенклатуре работ) должны проводиться:

трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 125 МВА и более, а также реакторов- не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностического контроля, в дальнейшем — по мере необходимости;

остальных трансформаторов — в зависимости от их состояния и результатов диагностического контроля.

2.1.37. Внеочередные ремонты трансформаторов (реакторов) должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. Решение о выводе трансформатора (реактора) в ремонт принимают руководитель Потребителя или ответственный за электрохозяйство.

2.1.38. Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110 % объема наиболее вместимого аппарата.

2.1.39. Испытание трансформаторов и реакторов и их элементов, находящихся в эксплуатации, должно производиться в соответствии с нормами испытания электрооборудования (Приложение 3) и заводскими инструкциями. Результаты испытаний оформляются актами или протоколами и хранятся вместе с документами на данное оборудование.

2.1.40. Периодичность отбора проб масла трансформаторов и реакторов напряжением 110 и 220 кВ для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, должна соответствовать методическим указаниям по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования.

2.1.41. Трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы при:

сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;

ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;

выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;

течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

2.1.42. На каждой трансформаторной подстанции (далее — ТП) 10/0,4 кВ, находящейся за территорией Потребителя, должно быть нанесено ее наименование, адрес и телефон владельца.

Источник

Ввод сухого трансформатора в эксплуатацию

Tesar — сухие трансформаторы — Ввод в эксплуатацию

Содержание материала