Трансформаторы с жидким диэлектриком используют изоляцию, основанную на системе целлюлозы/жидкости. Жидкость служит, и как изолирующая, и как охлаждающая среда. При изготовлении обмоток используются определенные формы корпуса (прямоугольные или цилиндрические), а между слоями витков обмотки оставляются промежутки. Эти промежутки необходимы для того чтобы жидкость могла проходить между слоями обмотки, и охлаждать обмотку и магнитопровод.
Для целей охлаждения жидкость протекает через трансформатор через каналы вокруг обмотки, находясь внутри герметичного корпуса, в который заключены магнитопровод и обмотки. Отвод тепла, накапливаемого в жидкости, осуществляется через внешние трубки, обычно имеющие эллиптическое сечение, идущие по внешним стенкам корпуса.
Когда класс трансформатора превышает 5 МВА, требуются дополнительные средства отвода тепла. Здесь используются радиаторы. Они содержат коллекторы, выступающие из корпуса трансформатора сверху и снизу, и соединенные рядами трубок. Жидкость трансформатора, действуя в качестве охлаждающей среды, передает в них тепло, собранное с магнитопровода и обмоток. Это тепло при помощи внешних трубок рассеивается в воздухе.
Бумажная изоляция, используемая сегодня в трансформаторах с жидким диэлектриком, термально усилена, допуская в качестве стандартной средней температуры обмоток 65°С. В устройства 1960-х годов, в качестве стандарта была температура 55°С.
Иногда в спецификациях трансформатора указывается допустимый рост температуры, равный 55°/65°С. Это обеспечивает увеличение операционных характеристик на 12%, поскольку указанный класс мощности основан на старом стандарте роста температуры 55°С, хотя при этом используется термально усиленная крафт-бумага.
Как для трансформаторов сухого типа, так и для трансформаторов с жидким диэлектриком, ключевым фактором конструкции трансформатора является величина роста температуры, который способна выдержать изоляция. Снижение роста температуры трансформатора может быть достигнуто двумя путями. Во-первых, можно увеличить размеры проводника в обмотке (что снизит его сопротивление и, следовательно, уменьшит тепловыделение). Во-вторых, можно занизить номинальное значение трансформатора, допускающего более высокое повышение температуры. Вторым методом следует пользоваться с осторожностью, поскольку если процентное значение импеданса трансформатора основано на более высоком допустимом повышении температуры, то пропускаемый ток короткого замыкания, и ток включения будут пропорционально выше, чем соответствующий заявленным параметрам применяемого трансформатора. В результате, оборудование, подключаемое к трансформатору, должно иметь более высокие показатели по допустимому току и его прерыванию, а первичные выключатели должны иметь более высокие характеристики, чтобы справиться с током включения.
Трансформаторы с более низким ростом температуры, имеют более крупные физические размеры, и, следовательно, требуют больше площади для установки. Положительным моментом здесь является более продолжительный срок эксплуатации. Новые стандарты электрической отрасли рекомендуют выбирать трансформаторы, исходя из оптимизации потерь при отсутствии нагрузки, при частичной нагрузке и при полной нагрузке. При этом не должны подвергаться риску операционные требования и требования надежности всей электрической системы.
Без разрешения связь будет работать в течение 15 минут. Один из экранов, иллюстрирующий состояние автотрансформатора. Чтобы передавать больше сигналов, эти функции вызываются повторно. Представлены функции для ведомых опций, а альтернативы доступны для основных опций. Один из экранов управления и мониторинга показан на рисунке.
Трансформаторы являются одним из важнейших компонентов энергосистемы. Их аварийное завершение является нежелательным. Вот почему так важно обеспечить им надлежащие условия работы и, прежде всего, охлаждение, поскольку температура является основным фактором в жизни трансформатора.
Температурные соображения трансформаторов сухого типа
Трансформаторы сухого типа доступны в трех основных классах изоляции. Основным назначением изоляции является обеспечение диэлектрической прочности, и способность выдерживать определенные температурные пределы. Изоляция относится к одному из классов: 220°С (класс H), 185°С (класс F), и 150°С (класс B). Допустимый рост температуры основан на росте температуре при полной нагрузке по отношению к средней температуре воздуха (обычно, на 40°С выше средней), и составляет 150°С (только при изоляции класса H), 115°С (при изоляции классов H и F), и 80°С (при изоляции классов H, F, и B). Для каждого класса допускается превышение на 30° С в горячих точках обмотки.
Более низкие повышения температуры трансформаторов более эффективны, особенно при нагрузках 50% и выше. Потери при полной нагрузке для трансформаторов с допустимой температурой 115°С, примерно на 30% меньше, чем у трансформаторов с допустимой температурой 150°С. А трансформаторы с температурой 80°С имеют потери, примерно на 15% меньше, чем трансформаторы с температурой 115°С, и на 40% меньше, чем трансформаторы с температурой 150°С. Потери при полной нагрузке для трансформаторов с допустимой температурой в 150°С, находятся в пределах 4%-5% для 30 кВА, и снижаются до 2% для 500 кВА и выше.
При непрерывной работе при 65% от полной нагрузки, и более, у трансформаторов с температурой 115°С срок самоокупаемости по сравнению с трансформаторами 150°С меньше на 2 года (или на один год, при работе с нагрузкой 90% от полной нагрузки). Трансформаторы с допустимой температурой 80°С, по сравнению с трансформаторами с температурой 150°С, окупаются быстрее на 2 года при нагрузке не ниже 75% от полной. При 100% нагрузке, они окупаются быстрее на один год. Если такой трансформатор будет непрерывно работать при нагрузке не менее 80% от полной, то он окупится на два года быстрее трансформатора с температурой 115°С (или на 1.25 года при полной нагрузке).
Следует отметить, что при нагрузке ниже 50% от полной, нет существенного преимущества по времени самоокупаемости ни у трансформатора с 115°, ни у трансформатора с 80°С над трансформатором с температурой 150°С. Кроме того, если нагрузка будет менее 40%, то более низкий рост температуры станет менее эффективным, чем у трансформаторов с температурой 150°С. То есть не будет не только выигрыша во времени окупаемости, но еще и увеличатся годовые операционные затраты.
Для обеспечения оптимальных рабочих условий контролируются различные параметры. Некоторые из них можно увидеть на картинке. Вся информация отправляется в родительскую систему по представленному протоколу связи. Трансформатор является одним из ключевых устройств сети электропитания. Его надлежащая работа зависит от того, будет ли застрахованный иметь электроэнергию для ведения бизнеса. Сегодняшняя нехватка электроэнергии означает простои в производстве и часто большие потери. Итак, что происходит, когда трансформатор поврежден?
Почему происходит сбой? Трансформатор энергии - это устройство, которое работает по принципу электромагнитной индукции и предназначено для преобразования электричества определенного напряжения в электричество различного напряжения, но с той же частотой.
Глава 2.1. 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.
Трансформатор состоит из: сердечника из трансформаторного листа. изолированный медный провод, фольга, провода. системы охлаждения, оборудования, включая техобслуживание, системы безопасности, изоляторы, чаны, выключатель крана. Существуют два основных варианта трансформатора.
Масляные трансформаторы, в которых сердечник и обмотки погружены в ковш, наполненный маслом. Масло действует как изолирующий и охлаждающий агент. Сухие трансформаторы, в которых сердечник и обмотки находятся в воздухе или смоле. Трансформаторы повсюду, где они обрабатываются и используются. После того, как генератор установлен на электростанции, электричество направляется на трансформатор, где он поднимается до напряжения электрической сети. В энергосистеме установлен ряд распределительных трансформаторов, которые меняют напряжение на электростанциях, которые предоставляют распределительные сети для доставки энергии потребителям, таким как города или промышленные предприятия.
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.
Крупные промышленные предприятия имеют собственные трансформаторы для питания всего завода или специальных трансформаторов, предназначенных для питания самых крупных приборов, таких как масляные трансформаторы для подачи дуговых печей. Сварочные трансформаторы используются в устройствах дуговой сварки и резки для снижения напряжения и увеличения тока.
Трансформаторы - устройства с относительно долгим сроком службы. Однако в случае многолетнего обслуживания устройство повреждено. Наиболее распространенными причинами сбоев трансформатора являются перенапряжения в энергосистеме и высокие токи. Одной из основных причин перенапряжений является выброс в атмосферу в линию электропередачи или вблизи нее. Повышенные перенапряжения также возникают при возникновении короткого замыкания на землю, например, после разрушения шнура во время урагана. Они также - при выключении или включении трансформатора или линии - или внезапно уменьшают нагрузку на устройство.
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 менее 2%.
2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.
Ток перегрузки по току может быть вызван коротким замыканием или перегрузкой, неисправностью или сбоем защиты трансформатора. Другой причиной отказа трансформатора является перегрев его обмоток из-за отказа системы охлаждения или потери масла. Трансформаторы также повреждены структурными ошибками и изношенным или дефектным маслом. Ряд неисправностей объясняется эксплуатационными причинами, вызванными ухудшением качества изоляции обмоток.
По словам директора диаграммы Клода Бохэмина на следующей странице, причина пробоя более или менее равномерно распределяется между тремя основными компонентами трансформатора с меньшим охлаждением и другими событиями. Ввиду этого Клод Боучемин указывает, что соответствующая программа мониторинга должна охватывать как минимум три из этих элементов.
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 (0,5 кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.
Сигнал, указывающий на повреждение трансформатора, является активацией одной из многочисленных защит. К сожалению, невозможно определить, какая часть трансформатора была повреждена из-за того, что защита активирована. Дополнительная информация о степени ущерба обеспечивается за счет электрических измерений и испытаний масла. Во многих случаях можно обнаружить поврежденные детали только после демонтажа трансформатора и осмотра его внутри. Для крупных подразделений затраты на внутренний аудит значительны и варьируются от нескольких сотен тысяч злотых.
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.
В некоторых случаях, даже после осмотра поврежденных деталей, причина повреждения не может быть однозначно идентифицирована. Полезны результаты тестов и измерений устройства, сделанного до его повреждения. Анализ данных оперативных измерений, выполненных за годы до повреждения, дает неоценимую информацию о явлениях, которые привели к его провалу. Специфика повреждения в трансформаторах заключается в том, что после обнаружения неисправности не всегда сразу видно, какова степень ущерба и стоимость ремонта.
Исторические данные о работе устройства необходимы для определения причины повреждения, и не всегда возможно определить причину сбоя. Причины, объем и последствия отказов трансформатора могут варьироваться - ниже трех примеров повреждения из-за отказа трансформатора.
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.
Завод был оснащен собственной электростанцией, в которой был один трансформатор. Однажды во время нормальной работы был поврежден напряжением 220 кВ на стороне высокого напряжения трансформатора. Изоляция была повреждена, что привело к току короткого замыкания и последующей изоляции изолятора фарфора. Взрывающий изолятор повредил другие изоляторы и электрические устройства внутри станции. Из-за недостатка мощности завод был полностью остановлен, а сотрудники были отправлены на принудительный отпуск.
Сразу же были сделаны электрические измерения, но их результаты не указывают на повреждение обмоток трансформатора. Несмотря на это, чтобы полностью проверить состояние устройства, было решено пересмотреть внутренний трансформатор, который был проведен на одном из заводов. Открытие устройства было возможно только под крышей, потому что необходимо было защитить трансформатор от возможных атмосферных условий. Тем временем поиск втулок для замены сломанных изоляторов продолжился. У потерпевшего была большая проблема с получением замещающих изоляторов, потому что те, которые были доступны на рынке, имели немного отличающуюся производительность, чем оригинальные изоляторы.
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.
В конце концов они были успешными, но перед монтажом их нужно было перестроить. Внутренний осмотр не показал повреждения обмоток трансформатора. Были установлены новые изоляторы, трансформатор был вставлен в ванну, собран, транспортирован к станции на электростанцию завода, затоплен маслом и соединен. После повторного подключения были проведены электрические измерения и обнаружено, что трансформатор неисправен. Нефть снова откачивалась из трансформатора. Затем слесарь вошел в ковш, который, в конце концов, нашел поврежденный трансформатор.
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.
Устройство немедленно было доставлено в ремонтное предприятие, где была проведена внутренняя проверка и повреждена обмотка. Поскольку трансформатор был отключен после отказа изолятора, прошло 15 дней и завод не производил. По мнению экспертов, повреждение изоляции обмотки могло быть вызвано перенапряжением, которое произошло во время отказа втулки. Обновление трансформаторного завода запланировано на 80 дней. Чтобы свести к минимуму потерю прибыли, застрахованный попытался заимствовать или купить использованный трансформатор с аналогичными характеристиками.
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.
После десяти дней поиска нам удалось арендовать машину с другого производственного объекта. Снятый трансформатор был очень старым и не использовался в течение многих лет, поэтому перед его запуском пришлось пройти небольшую реконструкцию и затопить новое масло. В конце концов, после установки арендованного трансформатора завод был запущен, и производство возобновилось. Общее время простоя составляло 46 дней.
У застрахованного был договор страхования машин от повреждений и упущенной выгоды. Стоимость ремонта поврежденного трансформатора составила 2 млн злотых, а убытки, связанные с простоями производства, были в 10 раз выше. Компенсация по договору страхования убыточной прибыли включала как потери в результате потери оборота, так и расходы на аренду, транспортировку и ремонт заменяющего трансформатора. Без страховой потери прибыли завод мог бы столкнуться с огромными финансовыми проблемами. Поврежденный трансформатор оказался типичным узким местом на заводе.
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.
Безусловно, производство без резервного трансформатора было очень рискованным. Стоит также отметить, что великая решимость жертвы в поиске замещающего источника энергии значительно сократила время простоя и минимизировала потери производства. На электростанции, которая подает электроэнергию. крупным промышленным заводом и муниципальной очистной установкой, был установлен автотрансформатор. В один зимний день устройство отключилось в результате защиты автотрансформатора. Была обнаружена правильная работа безопасности.
Непосредственно перед помехами на станции не было никаких переключений, в энергосистеме не было обнаружено перенапряжений. После открытия трансформатора на ремонтной мастерской и проведения внутренней ревизии было обнаружено, что непосредственной причиной отказа был дуговой разряд между двумя фазами обмоток на выходах, ведущих к переключателю крана, который превратился в двухфазное короткое замыкание на массу. Высокий ток дуги и тот факт, что он развивался в свободном пространстве масла, вызвали сильное механическое воздействие, разложение газогенерирующего газа, что привело к увеличению давления в ковше.
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 кВ*А 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 не будет 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:
| Масляные трансформаторы: | |||||
| перегрузка по току, % | 30 | 45 | 60 | 75 | 100 |
| 120 | 80 | 45 | 20 | 10 | |
| Сухие трансформаторы: | |||||
| 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 град. С, с системами масляного охлаждения (далее — М) и масляного охлаждения с дутьем (далее — Д) — 95 град. 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 град. 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 и Ц — при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 град. 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 град. 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 град. С включается водяной насос. Отключение водяного насоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до 10 град. 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:
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 град. С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВ.А 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 град. 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 град. С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 град. 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 минус 20 град. С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше минус 45 град. 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.
Внеочередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:
- после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);
- 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 МВ.А 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.