Инструкция по эксплуатации трансформаторов 1978 года

СЕРИИ ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ

МОЩНОСТЬЮ 25 — 1600 кВа.

КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ до 10 КВ.

Настоящее руководство по эксплуатации (РЭ) распространяется на стационарные масляные понижающие трехфазные двухобмоточные силовые трансформаторы общего назначения мощностью 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000 и 1600 кВ-А на напряжение 6 и 10 кВ. РЭ содержит техническое описание, инструкцию по эксплуатации и приложения. Трансформаторы соответствуют требованиям ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия», ТУ 16-93 ВГЕИ.672133.002 ТУ «Трансформаторы серии ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ мощностью 25 -1600 кВ-А класса напряжения до 10 кВ. Технические условия».

При эксплуатации изделий дополнительно необходимо пользоваться «Правилами устройств электроустановок» издание 6е (ПУЭ), РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (Нормы испытаний), «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» (ПЭЭП), РД 153-34.003.150-2000 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» и местными инструкциями.

1. Назначение.

1.1. Трансформаторы серии ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ на напряжение 6,10 кВ

предназначены для питания потребителей электроэнергии общего назначения.

1.2. Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным климатом

на открытом воздухе (исполнение У1 по ГОСТ 15150-69), при этом:

Окружающая среда не взрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли;

Высота установки над уровнем моря не более 1000 м;

Режим работы длительный;

Температура окружающей среды от минус 45 °С до плюс 40 °С;

Трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибраций, ударов, в

химически активной среде.

1.3. Условное обозначение типов трансформаторов:

Пример записи условного обозначения трансформатора мощностью 25 кВ-А герметичного исполнения с высшим напряжением 10кВ низшим напряжением 0.4кВ, схемой и группой соединения У/Ун-0, климатического исполнения У, категории размещения I при его заказе и в документации другого изделия — «Трансформатор типа ТМГ-25/10-У1;10/0,4кВ; У/Ун-0,ТУ 16-93 ВГЕИ.672133.002 ТУ».

2. Технические данные.

2.1. Тип трансформатора, обозначение поставочного документа (ТУ), значение

номинальной мощности, номинальных напряжений на всех ответвлениях обмотки высшего напряжения, номинальных токов, напряжение короткого замыкания, ток и потери холостого хода, потери короткого замыкания, схема и группа соединения обмоток, другие технические данные указаны на паспортной табличке и в паспорте трансформатора.

2.2. Схема общего вида, габаритные, установочные размеры приведены на рис.1, 2, 3 и 4.

Массы трансформатора, активной части и трансформаторного масла приведены в Приложении

2.3. Регулирование напряжения осуществляется переключением без возбуждения

ответвлений обмотки ВН ступенями по 2.5% (типы переключателей см. приложение Б).

3. Состав и устройство трансформатора.

3.1. Трансформатор состоит из:

Бака с радиаторами;

Крышки бака;

Активной части.

3.2. Бак трансформатора в плане имеет прямоугольную форму.

3.2.1. Бак снабжен пробкой для отбора пробы и слива масла и пластиной для заземления

трансформатора. Наружная поверхность бака окрашена атмосферостойкими серыми, светло­

серыми или темно-серыми красками (возможно изменение тона окраски).

Уплотнение бака выполнено из маслостойкой резины

3.2.2. Бак трансформатора состоит из: стенок, выполненных из стального листа, верхней

рамы; дна с приварными к нему пластинами (швеллерами).

3.3. Крышка в плане имеет прямоугольную форму

3.3.1. На крышке трансформаторов ТМ и ТМГ установлены:

Вводы ВН и НН;

Привод переключателя;

Петли для подъёма трансформатора;

Предохранительный клапан (на трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ), (рисунок 7);

Мановакуумметр (на трансформаторах типа ТМГ(Ф)-1000 и 1600).

По отдельному требованию заказчика на крышке трансформатора устанавливается:

Термоузел (спиртовой термометр или электроконтактный термометр) (приложение В и Г);

Указатель предельного уровня масла на трансформаторах типа ТМГ — (рисунок 8).»

3.4. Активная часть трансформаторов ТМ и ТМГ жестко скреплена с крышкой

трансформатора, а в трансформаторах ТМФ и ТМГФ раскреплена в баке трансформатора

(рисунок 9). Активная часть состоит из магнитной системы, обмоток ВН и НН, нижних и

верхних ярмовых прессующих балок, отводов ВН и НН, переключателя ответвлений обмотки

3.4.1. Магнитная система плоская шихтованная, со ступенчатым сечением стержня, собрана из пластин холоднокатаной электротехнической стали.

3.4.2. Обмотки многослойные цилиндрические выполнены из провода круглого или

прямоугольного сечения с бумажной, эмалевой или стеклолавсановой изоляцией.

Межслойная изоляция выполнена из кабельной бумаги. Схема соединения обмотки ВН приведена на рисунке 10.

3.4.3. Нижние и верхние ярмовые балки выполнены из конструкционных сталей.

3.4.4 Отводы обмотки ВН выполнены из алюминиевого провода круглого или

прямоугольного сечения, отводы обмотки НН — из прямоугольной алюминиевой шины.

3.4.5. Переключатель ответвлений обмоток (ПБВ) реечный типа ПТР-5(6)-10/63-У1 или

ПТР-5(6)-10/150-У1обеспечивает регулирование напряжения обмотки ВН четырьмя ступенями по 2.5% при отключенном от сети трансформаторе (см. приложение Б)

3.5. Вводы съемные. Типы вводов (рисунок 5 и 6):

На стороне ВН — ВСТА — 10/250-У 1;

На стороне НН — в зависимости от номинального тока — ВСТ-1/250-У1, ВСТ-1/400-У1,

ВСТ-1/630-У1, ВСТ-1/1000-У1, ВСТ — 1/1600 — У1. Ввода ВСТ-1/630-У1, ВСТ-1/1000-У1 и

ВСТ — 1600 — У1 комплектуются контактными зажимами. Вводы ВСТ-1/250-У1, ВСТ-1/400-У1,

комплектуются контактным зажимом по отдельному требованию заказчика (рисунок 6).

Материал контактного зажима — латунь.

3.6. Трансформатор заполнен трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение в стандартном разряднике не менее 40 кВ (тип масла приведен в приложении Д).

3.7. Трансформаторы типа ТМ имеют воздухоосушитель, конструкция которого показана в приложении Е.

3.8. Разработчик оставляет за собой право вносить изменения в конструкцию, не ухудшающие качество трансформатора.

4. Контрольно-измерительные приборы и сигнализирующая аппаратура.

4.1. Уровень масла в трансформаторах контролируется визуально по указателю уровня масла (рисунок 11), который расположен:

на стенке маслорасширителя у трансформаторов типа ТМ и ТМФ; на стенке бака у трансформаторов ТМГ и ТМГФ.

При наличии указателя предельного уровня масла, дополнительный контроль предельного нижнего уровня осуществляется визуально по наличию индикатора в стеклянной колбе.

4.2. При наличии термоузла дополнительно осуществляется контроль температуры верхних слоев масла в баке трансформатора спиртовым термометром.

4.3. В трансформаторах мощностью до 1600 кВ-А не предусматривается установка

сигнализирующей аппаратуры.

Защита бака трансформаторов типа ТМГ от избыточного давления свыше 75 кПа осуществляется предохранительным клапаном, а от избыточного давления в баке свыше (150- 200) кПа-МПУ (на трансформаторах типа ТМГ(Ф)-400-630 и на трансформаторах мощностью 1600 кВ»А).

4.4. Трансформаторы, мощностью 1000 и 1600 кВ-А, для измерения температуры верхних слоев масла в баке, снабжаются электроконтактным термометром.

4.5. Для контроля внутреннего давления и сигнализации о предельно допустимых величинах давления на трансформаторах типа ТМГ-1000 и ТМГФ-1000 устанавливаются электроконтактные мановакуумметры (далее мановакуумметры).

4.6. Трансформаторы типа ТМ-1000, 1600 и ТМФ-1000, 1600 снабжаются газовым реле для защиты от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из бака трансформатора в расширитель, а так же от утечки масла из трансформатора и попадания воздуха в бак.

4.7 По требованию заказчика трансформаторы ТМ и ТМФ мощностью 400, 630 кВ-А,

предназначенные для питания собственных нужд станций и подстанций или для установки внутри зданий, снабжаются газовым реле.

4.8. Трансформаторы, укомплектованные сигнализирующими приборами, снабжаются

клеммной коробкой предназначенной для подключения приборов к цепям сигнализации и

5. Маркирование и пломбирование.

5.1. Ввода трансформатора и место заземления промаркированы методом штамповки.

5.2. Трансформаторы снабжены паспортной табличкой, расположенной на короткой стенке бака трансформатора, на которой указаны данные в соответствии с пунктом 2.1 настоящего РЭ.

5.3. На трансформаторе нанесены знаки: место строповки и центр тяжести.

5.4 Сборочные единицы крышка-бак и пробка на баке опломбированы.

Пломбирование трансформатора произведено на двух болтах, расположенных на короткой стороне крышки трансформатора. Пломбирование трансформаторов не допускает неконтролируемой разборки их частей и слива масла.

При нарушении пломб предприятие — изготовитель снимает с себя гарантийные обязательства, установленные техническими условиями.

6. Упаковка.

6.1. Трансформатор отправляют потребителю полностью собранным, залитым

трансформаторным маслом. На время транспортирования потребителям вводы ВН защищены от повреждений.

6.2. Трансформатор имеет временное защитное покрытие (консервацию).

Консервации подлежат:

Выступающие наружу токоведущие шпильки, шайбы, гайки и колпаки вводов;

Заземляющие болты и шайбы;

Детали, подлежащие консервации, предварительно проверяются на отсутствие коррозии, очищаются от загрязнений, обезжириваются и просушиваются.

6.3. Консервацию производят на предприятии-изготовителе смазкой пушечной по

ГОСТ 19537-83 в соответствии с требованиями ГОСТ 23216-78,толщина покрытия в пределах 0.5-1.5 мм. Срок годности консервации 12 месяцев.

6.4. После прибытия трансформатора к месту разгрузки должен быть произведен его осмотр заказчиком, совместно с представителем транспортирующей организации. Проверяется целостность пломб, определяется состояние (наличие или отсутствие повреждений) трансформатора, а также наличие масла на транспортном средстве и трансформаторе. При обнаружении повреждений трансформатора составляется акт установленной формы.

7. Указание мер безопасности.

7.1. При монтаже и эксплуатации трансформаторов необходимо соблюдать требования ПЭЭП для электроустановок напряжением свыше 1000 В, местные инструкции, «Типовые правила пожарной безопасности для промышленных предприятий».

7.2. Трансформатор или его активную часть разрешается поднимать только за специально

предназначенные для этой цели устройства:

Трансформатор в сборе — за отмаркированные петли «Место строповки»

активную часть с крышкой — за петли, расположенные на крышке (см. рисунок 9);

активную часть без крышки — за верхние балки магнитопровода.

— производить работы и переключения на трансформаторе, включенном в сеть, хотя бы с одной стороны;

— оставлять переключатель в промежуточном положении;

— эксплуатировать трансформатор с неисправными вводами;

— эксплуатировать трансформатор без масла или с пониженным уровнем масла;

— включать в сеть трансформатор без заземления бака;

— в процессе эксплуатации нарушать герметичность трансформаторов.

7.4. Вскрытие трансформатора разрешается не ранее, чем через час после снятия нагрузки, при этом температура его наружных поверхностей не должна превышать плюс 50 °С.

8. Подготовка трансформатора к работе и пуск.

8.1. Трансформатор вводится в эксплуатацию без ревизии

8.2. Перед включением трансформатора необходимо:

Изучить сопроводительную техническую документацию, подготовить монтажную

площадку, оборудование и материалы;

Произвести внешний осмотр трансформатора, чтобы убедиться в исправности доступных для осмотра сборочных единиц и деталей и отсутствие течей масла, проверить целостность пломб;

На трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ слить трансформаторное масло до отметке на шкале маслоуказателя, соответствующей температуре окружающей среды;

При необходимости слить или долить трансформаторное масло до отметки на шкале

маслоуказателя, соответствующей температуре окружающей среды. На трансформаторах

типа ТМ доливать через заливную пробку на маслорасширителе, а на трансформаторах

типа ТМГ — через штуцер предохранительного клапана.;

Снять консервирующую смазку со всех узлов и деталей трансформатора, протереть

изоляторы вводов;

Измерить сопротивление обмоток постоянному току и сопротивление изоляции НН-бак, ВН-бак, ВН-НН и сравнить их с паспортными данными. Допускается включение

трансформатора с сопротивлениями изоляции не менее:

НН-бак-300 МОм; ВН-бак-500 МОм; НН-ВН-500 МОм;

Измерить коэффициент трансформации на всех положениях переключателя, установить и зафиксировать переключатель ответвления обмоток в нужном положении;

Произвести отбор пробы масла через пробку в нижней части бака и определить пробивное напряжение в стандартном разряднике. Пробивное напряжение должно быть не ниже 40кВ. После взятия пробы масла пробку опломбировать Если при испытании масла

электрическая прочность будет ниже указанной и при сниженном значении

сопротивления изоляции по сравнению с п.9.3. трансформатор подлежит контрольной

подсушке одним из методов по приложению И (для типа ТМ). Для Трансформаторов типа

ТМ-1000 и ТМФ-1000 при подсушке масла необходимо просушить или заменить

силикагель в термосифонном фильтре в соответствии с приложением Ж;

Заземлить бак трансформатора

8.3. Для исключения проворачивания шпилек вводов НН и ВН при подключении кабелей,

шин и контактных зажимов необходимо придерживать шпильку за нижнюю гайку поз.4 ключом.

8.4. Ревизию активной части производят в исключительных случаях, в присутствии

представителя завода-изготовителя или по его письменному разрешению, в соответствии с

приложением К при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, хранения, выгрузки, которые привели к появлению дефектов в трансформаторе и дефекты не могут быть устранены без вскрытия активной части. При необоснованной ревизии активной части трансформатора предприятие-изготовитель имеет право снять гарантию, установленную техническими условиями.

8.5. Перезарядить воздухоосушитель силикагелем если индикаторный

силикагель имеет розовый цвет.

8.6. На трансформаторах, укомплектованных термометром или термосигнализатором,

установить их на трансформатор в соответствии с приложениями В и Г.

8.7. На трансформаторах, укомплектованных мановакуумметром, установить его на

трансформатор в соответствии с приложением Л.

8.8. Проверить положение подвижных контактов на мановакуумметре и термосигнализаторе. Указатели давления на мановакуумметре должны находиться напротив цифр, указывающих

давление -0,35 и +0,75 кгс/см2.

Указатель максимальной температуры (правая стрелка на термосигнализаторе) должен находиться напротив 100 °С. Левую стрелку установить напротив 90 °С.

При монтаже и проверке контрольно-измерительных приборов и защитных устройств необходимо руководствоваться инструкциями, прилагаемыми к ним.

8.9. Соединить клеммную коробку с соответствующей системой защиты распредустройства низкого напряжения.

8.10. Трансформаторы, имеющие газовое реле, установить на фундамент с подъемом со

стороны маслорасширителя на угол 1 — 1,5°.

8.11. Первое включение трансформатора следует произвести при отключенной нагрузке (в

режиме холостого хода) в соответствии с ПЭЭП на номинальное напряжение на время не менее 30 мин, для наблюдения за состоянием трансформатора.

Включать трансформатор в сеть, руководствуясь местными инструкциями.

9. Измерение характеристик изоляции.

9.1 За температуру трансформатора принимается температура масла в трансформаторе или при отключенном от сети трансформаторе — температура окружающего воздуха. При

температуре ниже плюс 10 °С трансформатор необходимо нагреть. Нагрев производить одним из следующих методов:

Выдержать трансформатор в отапливаемом помещении;

Прогреть токами короткого замыкания;

Прогреть с использованием внешних источников тепла

9.2. После прогрева трансформатора температура изоляции принимается равной средней

температуре обмотки ВН, определенной по сопротивлению обмотки постоянному току,

измеренному через 1-1.5 ч. после отключения нагрева токами короткого замыкания и 0.5 ч. при внешнем источнике тепла

9.3. Измерение характеристик изоляции производить по приложениям Д, Н, П и по «Нормам испытаний» или по местным инструкциями, если они не противоречат «Нормам испытаний».

10. Эксплуатация трансформатора.

10.1. Эксплуатация трансформатора осуществляется согласно настоящего руководства, ПЭЭП и ГОСТ 11677-85.

10.2. Допустимые превышения напряжения сверх номинального в соответствии с ПЭЭП.

10.3. Наибольшие допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки

трансформатора в соответствии с приложением П, ГОСТ 14209-85 и ПЭЭП.

10.4. Трансформатор допускает продолжительную нагрузку нейтрали обмотки НН не более:

Для схемы соединения обмоток У/Ун — 25%;

Для схемы соединения обмоток У/2н и Д/Ун — 75% номинального тока обмотки НН

10.5. Трансформатор допускает ударные толчки током. При этом отношение ударного тока

нагрузки к номинальному не должно превышать:

4.0 при числе толчков тока в сутки до 3;

2.0 при числе толчков тока в сутки свыше 3 до 10;

1.3 при числе толчков тока в сутки свыше 10 до 1000. Продолжительность толчков до 15 с.

маслоуказателя работающего трансформатора ниже уровня масломерного стекла.

10.7. Трансформаторы, укомплектованные указателем предельного уровня масла, запрещается

эксплуатировать при отсутствии поплавка в колпачке указателя предельного уровня масла.

11. Техническое обслуживание.

11.1. В процессе эксплуатации трансформатора техническое обслуживание осуществляется в соответствии с ПЭЭП.

11.2. Для своевременного обнаружения неисправностей трансформатора необходимо в сроки, предусмотренные ПЭЭП и местными инструкциями, проводить периодические внешние осмотры без отключения трансформатора.

Периодичность и объем профилактических испытаний проводиться в соответствии с приложением Н, местными инструкциями и ПЭЭП. Нормы — в соответствии с «Нормами

испытания».

В объем текущего ремонта входит:

— наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;

— чистка изоляторов и бака;

— проверка уплотнений;

— прокрутка переключателя ответвлений;

В случае, если для устранения неисправности необходимо проводить работы на активной части трансформатора — руководствоваться указаниями приложения, К к данному руководству.

12. Правила хранения и транспортирования.

12.1. Трансформатор должен храниться в вертикальном положении на открытых

площадках. Допускается хранение в закрытом помещении или под навесом. Условия

хранения трансформатора 8 ГОСТ 15150-69 на срок хранения до одного года.

12.2. При длительном хранении трансформатора необходимо периодически, 1 раз в год,

производить наружный осмотр.

12.3. Трансформаторы могут перевозиться всеми видами транспорта, в соответствии с

правилами перевозок груза, действующими на транспорте данного вида.

12.4. Крепление трансформатора на транспортных средствах должно производиться за

специальные скобы, расположенные на баке (не допускается транспортирование

трансформаторов, не раскрепленных относительно транспортных средств).

12.5. Не допускается транспортировать трансформаторы автомобильным транспортом по

грунтовым дорогам с превышением скорости свыше 30 км/час.

13 Комплектность поставки

13.1 В комплект поставки входят:

Трансформатор – 1 шт.;

Паспорт – 1 экз.;

Руководство по эксплуатации – 1экз.;

Контактный зажим – 4 шт. (для трансформаторов мощностью 400-1600 кВ·А);

Мановакуумметр – 1 шт. (для трансформатора ТМГ (Ф)-1600);

Газовое реле – 1 шт. (для трансформаторов ТМ (Ф)-1600)

13.2 По отдельному требованию заказчика трансформатор дополнительно комплектуется:

Термометр – 1 шт.;

Защитный кожух – 1 шт.;

Катки – 4 шт.;

Контактный зажим – 4 шт. (для трансформаторов мощностью 100-250 кВ·А);

Протокол заводских испытаний – 1 экз.

Приложение

(Обязательное)

Инструкция по пользованию переключателем

Проверка работоспособности переключающего устройства и усилия контактного нажатия

производиться на заводе-изготовителе и не требуют дополнительной проверки.

Переключатель предназначен для переключения ступеней напряжения трансформатора при

отключенном от сети трансформаторе (переключение без возбуждения). Устройство

переключателя см. рис. Б1 и Б2.

Перед переключением необходимо отключить трансформатор как со стороны высшего, так и

со стороны низшего напряжения.

Для переключения трансформатора необходимо (см. рис. Б3 и Б4):

1. Вывести указатель положения ручки из паза лимба поднятием вверх.

2. Повернуть ручку переключателя 3-5 раз по всем положениям в одну и другую

3. Установить переключатель в нужное положение поворотом ручки. Правильность

выбранного положения переключателя указывает «указатель положения»

переключателя, он должен находиться напротив соответствующей цифры положения

переключателя, нанесенной на лимбе переключателя.

Запрещается включение трансформатора, если указатель не вошел в паз лимба.

СУШКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

1 Контрольный прогрев и контрольная подсушка в собственном баке с маслом

1.1 При контрольном прогреве и контрольной подсушке прогрев трансформатора

производить одним из следующих методов:

Индукционный прогрев за счет вихревых потерь в стали бака;

Прогрев токами короткого замыкания;

1.2 Контрольный прогрев производить с маслом без вакуума до температуры верхних слоев

масла, превышающей 100 °С:

На 5 °С при прогреве методом короткого замыкания;

На 10 °С при прогреве индукционным методом.

1.3. Контрольную подсушку производить с маслом при температуре верхних слоев масла 80°С.

Через каждые 12 часов подсушки в течении 4 часов производить циркуляцию масла через трансформатор масляным насосом производительностью не менее 4 м куб/час. В процессе контрольной подсушки периодически измерять характеристики изоляции. Подсушка прекращается, когда характеристики изоляции будут соответствовать п. 10.3 или паспортным данным, но не ранее чем через 24 ч. после достижения температуры масла 80 °С. Длительность подсушки не должна превышать 48 ч (не считая времени нагрева).

2 Сушка активной части трансформатора производится без масла одним из следующих методов:

В стационарном сушильном шкафу под вакуумом (при максимально возможной величине последнего);

В специальной камере (шкафу) без вакуума;

В своих баках под вакуумом не выше 30 кПа (0.3 кГ/см);

В своих баках без вакуума, с вентиляцией бака. При этом рекомендуются следующие

способы нагрева: индукционный нагрев бака или нагрев активной части потерями от токов

нулевой последовательности. Вне бака — нагрев инфракрасным излучением. Другие способы

сушки допускаются, если они обеспечивают качество сушки не хуже перечисленных и

безопасны для трансформатора.

Допускается использование постоянного тока и токов короткого замыкания в обмотках в качестве источников тепла при сушке (при этом величина тока устанавливается не более 0.9-1н в обеих обмотках).

2.2 При сушке активной части должно быть обеспечено поддержание температуры:

Обмоток в пределах плюс (95…. 105) °С;

Магнитной системы не ниже плюс 90 °С.

Сушка считается законченной, если сопротивление изоляции остается неизменным в течение 3 ч. при практически неизменной температуре обмоток, находящихся в указанных выше пределах и неизменном вакууме (если он применяется).

Приложение (Обязательное)

РЕВИЗИЯ ТРАНСФОРМАТОРА

1 Требования к условиям проведения ревизии и ее сроки.

1.1 Ревизия, с указанным ниже объемом работ, производится в исключительных случаях

при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, хранения,

выгрузки, эксплуатации, которые привели к появлению дефектов в трансформаторе и дефекты не

могут быть устранены без вскрытия активной части

1.2 Моментом начала ревизии считается начало слива масла. Ревизия должна проводиться

преимущественно в сухом, закрытом, защищенном от пыли и атмосферных осадков помещения.

Условия, при которых допускается проведение ревизии активной части трансформатора вне

помещения, приведены в таблице, при этом предусматривают выполнение следующих

требований:

1.2.1 Температура активной части должна быть равна или выше температуры

окружающего воздуха.

1.2.2 Работы с трансформатором при слитом масле проводить в ясную погоду, без

атмосферных осадков или в помещении. Температура и влажность должны измеряться каждые

1.2.3 Перед началом работ активная часть должна быть разогрета до температуры, превышающей температуру окружающего воздуха, не менее чем на 10°С, но при этом температура активной части должна быть не ниже 20°С.

1.3 Продолжительность и условия проведения работ, проводимых на трансформаторе при

слитом масле, приведены в таблице К1.

1.4 Продолжительность работ с трансформатором при слитом масле при температуре

окружающего воздуха выше О °С и относительной влажности воздуха менее 80% может быть

увеличена в 2 раза против указанной в таблице, если при вскрытии и проведении работ

температура активной части постоянно поддерживается выше температуры окружающего

воздуха не менее чем на 10 °С.

1.5 При нарушении продолжительности работ по п. 1.3 и 1.4 настоящего приложения,

трансформатор должен быть подвергнут контрольному прогреву (см. приложение Ж). Если

путем контрольного прогрева характеристики изоляции не приведены в соответствие с

требованиями настоящей инструкции, проводится сушка трансформатора (см. приложение Ж)

2. Объем и последовательность работ

2.1 Из бака трансформатора слить масло, отсоединить крышку бака равномерно по

периметру.

2.2 Поднять активную часть за крышку — для трансформаторов типа ТМ и ТМГ, установить

на деревянный настил. Запрещается проводить работу на весу.

2.3 Отсоединить вводы ВН и НН, снять изоляторы, снять колпак привода переключателя и

затем снять крышку бака, открутить гайки на кронштейнах раскрепления активной части в баке,

поднять активную часть трансформатора за ярмовые балки — для трансформаторов типа ТМФ и

ТМГФ, установить на деревянный настил.

2.4 Проверить затяжку крепежа активной части. Замеченные ослабления устранить.

2.5 Осмотреть состояние контактных поверхностей переключателя, проверить действие

переключателя.

2.6 Выполнить необходимые работы. Все обнаруженные дефекты устранить.

2.7 Промыть активную часть струей трансформаторного масла (промывку производить после

завершения всех работ, измерений и проверок, непосредственно перед опусканием активной

части в бак).

2.8 Промыть и очистить доступные внутренние поверхности бака.

2.9 Опустить активную часть в бак и произвести затяжку болтов равномерно по периметру,

предварительно приклеив (резиновым клеем) к раме разъема резиновую прокладку.

2.10 Залить трансформатор маслом с электрической прочностью не менее 40 кВ до

появления масла на отметке маслоуказателя.

Температура масла должна быть не ниже плюс 10 °С, а температура активной части трансформатора выше температуры масла.

2.11 Оставить трансформатор для выхода остатков воздуха из активной части на срок не менее 90 часов. После отстоя трансформатора долить масло до уровня маслоуказателя (в соответствии с п.8.2), проверить целостность и состояние уплотнительной прокладки и закрыть патрубок.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1. Силовые трансформаторы, установленные в ТП и РП, предназначены для преобразования высшего напряжения в низшее напряжение и относятся к установкам высокого напряжения.
1.2. В зависимости от назначения они могут быть повышающими или понижающими. В распределительных сетях применяют трехфазные двухобмоточные понижающие трансформаторы, преобразующие напряжения 6кВ и 10 кВ в напряжение 0,4кВ и 0,23 кВ.
1.3. В зависимости от изолирующей и охлаждающей среды раз­личают масляные трансформаторы ТМи сухие ТС. В масляных трансформаторах основной изолирующей и охлаждающей средой является трансформаторное масло, в сухих — воздух или твердый диэлектрик.
1.4. Трансформаторы трехфазные в соответствии с ГОСТом выпускают следующих номинальных мощностей: 10,16,25,40,63,100,160, 250,630 кВА и т.д.
1.5. Трансформаторы напряжением до 35 кВ и мощностью до 100 кВА относят к
I габариту, от 160 до 630 кВА — ко II габариту.
1.6. Трансформаторы внутренней установки предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от + 40°С до — 45°С.

2. КОНСТРУКЦИЯ.

2.1. Силовой трансформатор состоит:
— из сердечника, собранного из листовой трансформаторной стали и двух намотанных на него трехфазных обмоток: обмотки на напряжение выше 1000В(первичной) присоединяемой параллельно шинам РП и ТП и обмотки на напряжение до 1000 В (вторичной), к которой под­ключают электроприемники;
— бака;
— крышки;
— маслорасширителя;
— переключателя в/в;
— арматуры, измерительных и защитных устройств.

2.2. Перед установкой силового трансформатора он должен быть испытан в/в лабораторией, а именно:
1. Измерение коэффициента трансформации.
2. Испытание повышенным напряжением изоляции.
3. Испытание омического сопротивления обмоток трансформатора.
4. Проверка группы соединения обмоток.
5. Испытание трансформаторного масла.

2.3. Во всех трансформаторах предусматривается возможность изменения коэффициента трансформации в пределах ±5% напряжения, указанного в паспорте. Это необходимо для поддержания номинального напряжения на выводах низшей стороны трансформатора при колебаниях напряжения в в/в сети, от которой подводится питание к первичной его обмотке.
2.4.Обмотка высшего напряжения для этой цели имеет два ответвления: одно из них — отключающее некоторое количество витков, второе — добавляющее соответствующее количество витков.
2.5. Переключение с одной ступени на другую производится поворотом рукоятки переключателя, к контактным стержням которого присоединяют ответвления от обмотки. Рукоятка переключателя помещена на крышке трансформатора.

2.6. Переключать можно только после полного двустороннего отключения трансформатора от сети.
2.7. Для изменения изоляции обмоток, а также улучшения условий отвода тепла от обмоток и стали магнитопровода выемная часть силовых трансформаторов устанавливается в герметически закрывающемся стальном баке или кожухе доверху наполненном сухим, очищенным от механических примесей трансформаторным маслом.
2.8. В целях лучшей отдачи тепла окружающему воздуху в бак трансформатора для увеличения поверхности охлаждения вваривают изогнутые трубы, по которым циркулирует масло.
2.9. Кожух трансформатора должен быть постоянно заполнен трансформаторным маслом. Масло, как и всякое физическое тело, при нагревании расширяется. Поэтому трансформаторы, кроме самых малых (до 50 кВа) снабжают расширителями, т.е. дополнительными бачками, соединенными трубкой с баком трансформатора. Их устанав­ливают на крышке трансформатора.
2.10. Масло заливают в трансформатор до определенного уровня в расширителе. Для контроля уровня масла на торцевой стенке расширителя устанавливаются маслоуказатель, возле которого четко наносятся три контрольные черты, соответствующие значениям температуры масла -45, +15, +40 С или -35,+15,+35 С.

З. ВНЕШНИЙ ОСМОТР.

3.1. При внешнем осмотре силового трансформатора установленного и находящегося в работе, обращать внимание на:
3.1 1. Отсутствие течи масла из-под изоляторов, крышки трансформатора, расширителя, сливного крана.
3.1.2. Состояние проходных изоляторов(отсутствие трещин, сколов, перекрытий).
3.1.3. Состояние контактных соединений (отсутствие их нагревания, при нагревании появляется побеление шпилек, гаек).
3.1.4. Отсутствие пыли и грязи на трансформаторе, в особенности на в/в и н/в изоляторах.
3.1.5. Наличие масла в расширителе.
3.1.6. Отсутствие посторонних шумов.

4. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ.

4.1. Контроль за тепловым режимом трансформаторов сводится к периодическим измерениям температур верхних слоев масла в баке. Измерение проводится при помощи стеклянных термометров погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов. Гильзы должны быть заполнены трансформаторным маслом.
4.2. Температура на термометре, установленном в кармане крышки трансформатора, не должна быть выше 950 С.
4.3. Наличие вытяжных устройств(жалюзийных решеток) в камере трансформатора. На жалюзийных решетках должна быть установлена сетка с ячейками не более 20х20 мм.

5. 3АМЕР НАГРУЗОК И НАПРЯЖЕНИЙ.

5.1. При замере нагрузок силовых трансформаторов определяются перекосы нагрузок по фазам и перегруз трансформатора выше номинального.
5.2. Перекосы и перегруз ведут к искажению фазных напряжений. Перекосы и перегрузы должны отсутствовать. О всех ненормальностях в работе силовых трансформаторов и замечаниях при осмотрах, дефектах необходимо сообщить мастеру обслуживаемого участка и записать в журнал дефектов.
5.3. Осмотры трансформаторов в РПи ТП без их отключения должны производиться не реже 1 раза в 6 месяцев.
В зависимости от местных условий и состояний трансформаторов указанные сроки могут быть изменены гл. инженером предприятия.

6. РАСКОНСЕРВАЦИЯ И КОНСЕРВАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Расконсервация трансформаторов производится в следующем порядке:

Сухой чистой тряпкой начисто вытереть консервационную смазку, пыль, грязь со всех токоведущих шпилек, колпаков изоляторов и наружных поверхностей;
— снять временную резиновую шайбу из-под дыхательной пробки маслорасширителя;
— снять верхнюю оправу термометра и термометр, нижнюю оправу термометра залить маслом, установить затем наружную оправу термометра с термометром;
— тщательно вытереть чистой тряпкой, смоченной в бензине, фарфоровые изоляторы и заземляющий болт.

Консервация трансформатора производится в следующем порядке:

Смазать техническим вазелином токоведущие шпильки гайки, колпаки изоляторов и шайбы;
— смазать болты, шайбы и гайки всех креплений;
— смазать заземляющий болт и оправу термометра;
— смазать оси и отверстия роликов тележек;
— смазать заводской щиток.

7. ПОРЯДОК ХРАНЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Трансформаторы не разрешается хранить на открытом воздухе, они должны находиться в закрытом помещении, либо под навесом, предохраняющим от атмосферных осадков, загрязнения, механических повреждений и прочих причин, могущих вызвать порчу трансформатора.
В случае понижения уровня масла следует долить маслом трансформатор с пробивным напряжением не менее 30 кВ до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха.

Содержание
1. Нормативные ссылки………………………………………………………..……….3
2. Описание работы, краткая характеристика силовых трансформаторов 10/0,4 кВ. Устройство и назначение…………………………………………………………….……3
3. РЗА и контрольно-измерительные приборы силовых трансформаторов 10/0,4…..5
4. Условия и режимы работы…………………………………………………..….…..…5
5. Порядок подготовки к пуску, включение в работы и режимы работы силовых трансформаторов 10/0,4кВ……………………………………………………………….6
6. Обслуживание силовых трансформаторов, осмотр……………………….….…..….7
7. Требования ТБ при обслуживании силовых трансформаторов………………….…8

1. Нормативные ссылки.
1.1. Настоящая инструкция составлена на основании:
— ГКД 34.20.507-2003 «Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила»;
— ГКД 34.46.501-2003 «Трансформаторы силовые. Типовая инструкция по эксплуатации».
— Инструкций по эксплуатации ВБИЕ 670120.002 ИЭ и ВБИЭ 670120.008 ИЭ. Трансформаторы силовые масляные.
— Методических указаний по эксплуатации трансформаторных масел РД 34.43.105-89.
1.2. Знание настоящей инструкции обязательно для руководителей и специалистов службы ПС, начальника, главного инженера, мастеров групп ПС энергоуправлений, диспетчеров ДФ, электромонтеров по обслуживанию ПС и ОВБ, электрослесарей по ремонту оборудования РУ.

2. Описание работы, краткая характеристика силовых
трансформаторов 10/0,4 кВ. Устройство и назначение.
2.1. Трансформатор – это статический электромагнитный аппарат, предназначенный для преобразования (понижения или повышения) напряжения в сетях переменного тока.
Принцип работы трансформатора основан на явлении взаимоиндукции: переменное напряжение, подключенное к первичной (намагничивающей, возбуждающей) обмотке, вызывает в ней переменный ток, который в свою очередь создает вокруг обмотки переменное магнитное поле; в находящейся в этом поле вторичной обмотке индуктируется ЭДС (напряжение), пропорциональная числу витков обмотки.
2.2. Основными параметрами, характеризующими силовой трансформатор являются мощность, напряжение обмоток, коэффициент трансформации, определяемый соотношением числа витков или ЭДС обмоток, потери и ток холостого хода, напряжение и потери короткого замыкания, схемы и группы соединения обмоток.
2.3. В маркировке силовых трансформаторов используются следующие обозначения:
 первая буква Т – трехфазный;
 буква М – охлаждение с естественной циркуляцией масла и воздуха;
 первое число – мощность первичной обмотки в кВА;
 второе число – класс напряжения обмотки высшего напряжения (ВН).
Например: ТМ-400/10 – трехфазный силовой трансформатор с естественным масляным охлаждением, номинальная мощность 400 кВА, обмотка ВН класса 10 кВ.
2.4. Силовой трансформатор состоит из следующих узлов:
2.4.1. Обмотки

 первичная — высшего напряжения (ВН) предназначенная для создания переменного магнитного поля;
 вторичная — низшего (НН) предназначенная для подключения нагрузок.
Обмотки выполнены в виде катушек из изолированного алюминиевого провода. Обмотки высокого напряжения разных фаз соединены в звезду с выведенной нейтралью.
2.4.2. Магнитопровод (сердечник, остов), собранный из изолированных друг от друга пластин электротехнической стали и предназначенный для концентрации магнитного поля, снижения сопротивления магнитному потоку. Магнитопровод с насаженными на его стержни обмотками и отводами от них называется активной частью трансформатора.
2.4.3. Бак трансформатора с крышкой, в котором размещается залитая трансформаторным маслом активная часть и переключатель ответвлений. Масло служит для охлаждения активной части и повышения уровня изоляции токоведущий частей.
2.4.4. Расширитель, емкостью около 10% общего количества масла в трансформаторе, предназначен для компенсации температурных колебаний объема масла в баке.
2.4.5. Воздухоосушитель предназначен для защиты масла от воздействия наружной атмосферы. Воздухоосушитель заполнен сорбентом, который поглощает из поступающего в трансформатор воздуха пыль и влагу. До попадания наружного воздуха в воздухоосушитель он проходит через масляный затвор, предохраняющий сорбент от быстрого увлажнения за счет его гигроскопичности. Масляный затвор пропускает воздух через слой сорбента только во время изменения уровня масла в расширителе.
2.4.6. Охлаждающее устройство в виде радиаторов из стальных труб служит для охлаждения масла за счет естественной циркуляции масла (М).
2.4.7. Термосифонные фильтры, заполняемые крупнопористым силикагелем, служат для непрерывной регенерации масла (удаления продуктов старения масла).
2.4.8. Переключатель ответвлений – служит для изменения коэффициента трансформации, т.е. регулирования напряжения на вторичных обмотках. Устанавливается, как правило, в обмотке ВН со стороны нейтрали. Трансформаторы 6/0,4 кВ оборудуются переключателями типа ПБВ («без возбуждения») – допускает переключения только после снятия напряжения и вывода трансформатора в ремонт с последующими электролабораторными испытаниями;
2.4.9. Вводы – проходные изоляторы, служат для вывода ответвлений обмоток сквозь крышку или стенки бака.
2.4.10. Трансформаторы комплектуются катками для перекатки по рельсовому пути, кранами для залива, слива, отбора проб масла и подключения аппаратуры для сушки масла.

2.4.11. На баках трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.

3. РЗА и контрольно-измерительные приборы
силовых трансформаторов 6/0,4 кВ

3.1. Для защиты от внутренних повреждений на трансформаторах 1000 кВА и выше имеется газовое реле, установленное на трубопроводе между баком и расширителем
Газовое реле срабатывает:
— при внутренних повреждениях в баке трансформатора, сопровождающихся выделением газов;
— при внутренних повреждениях в баке трансформатора при бурном перетоке масла и газов из бака в расширитель;
-при понижении уровня масла.
3.2. Газовая защита трансформатора должна быть постоянно введена «на отключение» и выводиться только в случае ее неисправности. Во избежание ложной работы газовой защиты доливка масла в трансформатор производится только через расширитель. После ремонта, связанного с понижением уровня масла ниже газового реле, перед включением необходимо выпустить остатки воздуха из бака, радиаторов, фильтров через специальные пробки, выпустить воздух из газового реле. После включения такого трансформатора необходимо в течение суток периодически осматривать газовое реле и выпускать скопившийся в нем воздух.
3.3. Для контроля уровня масла в расширителе и сигнализации о предельно-допустимом нижнем (верхнем) его значении применен плоский маслоуказатель, установленный на расширителе. На маслоуказателе должна быть нанесена маркировка: -450С, +150С, +400С.
3.4. Для контроля за температурой масла в баке трансформатора применяются манометрические термометры, которые имеют сигнальные контакты. Допускается применение ртутных термометров, имеющих защиту от механических повреждений

4. Условия и режим работы
4.1. Трансформаторы малой мощности, не имеющие газового реле, устанавливаются без уклона.
4.2. Трансформаторы оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю – не менее 2%.
4.3. Трансформаторы наружной установки должны окрашиваться маслостойкой краской светлых тонов и иметь подстанционные номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри камер РУ.
4.4. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны находиться в исправном состоянии.
4.5. Масло в расширителе неработающего трансформатора должно быть на уровне отметки, соответствующей средней температуре масла в трансформаторе, приблизительно соответствующей среднесуточной температуре окружающего воздуха.
4.6. Нейтраль обмоток 0,4 кВ должна быть присоединена к заземлителю при помощи заземляющего проводника. Вывод нулевого проводника от нейтрали трансформатора на щит РУ-0,4 кВ должен быть выполнен: при выводе фаз шинами – шиной на изоляторах, при выводе фаз кабелем (проводом) – жилой кабеля (провода).
4.7. Бак трансформатора должен быть обязательно заземлен. Для присоединения заземляющей шины в нижней части бака имеется болт М12.
4.8. Трансформатор допускает длительное повышение напряжения на 10% сверх номинального на любой обмотке или ответвлении, но не выше приведенного в таблице 1. При этом мощность не должна превышать номинальную.
Таблица 1. Наибольшее допустимое напряжение силовых трансформаторов 6/0,4 кВ.
Класс напряжения сети, кВ 10
Наибольшее длительно допустимое напряжение, кВ 11,5
4.9. Трансформаторы допускают длительную перегрузку по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.
4.11. Температура верхних слоев масла трансформаторов системы М при номинальных нагрузках и перегрузках не должна превышать 95°С.

5. Порядок подготовки к пуску и включение в работу
5.1. Новый трансформатор или трансформатор, который находится в эксплуатации может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ на трансформаторе.
5.2. Проверить наличие записей в соответствующих журналах, паспорте трансформатора о готовности включения трансформатора.
5.3. При первом включении трансформатора после монтажа или после ремонта необходимо проверить действие устройств РЗА трансформатора на отключение выключателей, установленных в его цепях, и ввести эти устройства в работу.
5.4. На сигнализирующих термометрах, которые сигнализируют о предельной температуре верхних слоем масла, необходимо установить +950С.
5.5. Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичных цепей, убедиться в их исправном состоянии.
При внешнем осмотре трансформатора проверить:
— отсутствие повреждений, нарушение герметичности и маслоплотности, следов коррозии;
— состояние изоляторов вводов (отсутствие сколов и трещин фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия);
— отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;
— целостность и исправность измерительных и защитных приборов (манометрических сигнализирующих термометров, газового реле, маслоуказателей);
— состояние видимых контактных соединений и заземлений;
— показатели маслоуказателей расширителей на соответствие средней температуре масла в баке трансформатора;
— состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;
— состояние системы охлаждения и исправность ее работы. Состояние вентилей на маслопроводах системы охлаждения.
— состояние заземления бака трансформатора.
5.6. Проверить состояние средств пожаротушения. Наличие и состояние гравия в приямке трансформатора.

6. Обслуживание силовых трансформаторов, осмотр
6.1. При эксплуатации трансформаторов должна быть обеспечена их длительная и надежная работа путем:
 соблюдение нагрузок, напряжений и температур в пределах установленных норм;
 поддержание необходимых характеристик масла и изоляции;
 содержание в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты масла и др.
6.2. Осмотр главных трансформаторов подстанции и трансформаторов собственных нужд должен производиться не реже:
 одного раза в сутки на подстанциях с постоянным дежурством;
 одного раза в месяц на подстанциях без постоянного дежурства, при этом на подстанциях с закрепленным местным дежурным персоналом – каждую смену.
Остальные трансформаторы (плавки гололеда, дугогасящие масляные реакторы и т.п.) должны осматриваться не реже:
 одного раза в неделю – на подстанциях с постоянным дежурством;
 одного раза в месяц – на подстанция без постоянного дежурства.
При резком изменении погодных условий, увеличении нагрузки, работе сигнализации о неисправности трансформатора должны выполняться внеочередные осмотры.
При осмотре проверять:
 состояние изоляторов (отсутствие трещин, сколов, загрязнений, коронации, течи масла);
 состояние контактных клемм и ошиновки (излом, нагрев, вибрация);
 уровень масла в отсеках расширителя;
 температуру верхних слоев масла (по термометру манометрическому);
 правильную работу устройств охлаждения (соответствие температуре, отсутствие чрезмерных вибраций и т.д.);
 отсутствие посторонних шумов при работе трансформатора;
 отсутствие течи из уплотнений фланцевых соединений и кранов;
 состояние индикаторного силикагеля и уровень масла в затворе воздухоосушителя;
 состояние измерительных приборов.
О всех выявленных неисправностях производится запись в оперативном журнале, а если они не устранены до конца смены – в журнал дефектов подстанции.
6.3. Замену силикагеля в термосифонных фильтрах трансформаторов производить при кислотном числе масла более 0,1 мгКОН/г или содержании водорастворимых кислот более 0,014 мгКОН/г. Вывод трансформатора в ремонт на время этой операции обязателен.
6.4. Замену силикагеля в воздухоосушителях производить при изменении цвета нескольких зерен индикаторного силикагеля на розовый. Демонтаж воздухоосушителя при этом производить в сухую погоду на этапе повышения температуры масла в трансформаторе, продолжительностью не более чем на 3 часа. Устанавливать заглушку на место воздухоосушителя запрещается.
6.5. Пробы масла отбираются в соответствии с графиками, разработанными химлабораторией и утвержденными техническим директором Донецкого филиала.
6.6. На каждый трансформатор, находящийся в эксплуатации, должна быть следующая документация:
 паспорт трансформатора;
 акт монтажа и наладки;
 акты капитальных ремонтов (при их наличии);
 эксплуатационные сведения;
 масляные карты или полный объем протоколов испытания масла на каждый трансформатор;
 карточки (протоколы) электролабораторных испытаний.
7. Требования ТБ при обслуживании силовых трансформаторов
7.1. При монтаже, эксплуатации и ремонте трансформаторов необходимо соблюдать действующие «Правила безопасной эксплуатации электроустановок» и «Правила пожарной безопасности».

7.2. Запрещается:
— производство работ по доливке, сливу и обработке масла, замене сорбентов в термосифонных фильтрах на работающем трансформаторе;
— подъем персонала на крышку работающего трансформатора;
— производство сварочных работ на работающем трансформаторе;
— производство сварочных работ, если уровень масла ниже, чем 250мм над местом наложения шва;
— слив (залив) масла без заземления бака и обмоток;
— приближение к работающему трансформатору с явными признаками повреждения;
7.3. На работающем трансформаторе при соблюдении ПБЭЭ разрешается замена воздухоосушителя;
7.4. Тушение пожара на трансформаторе с применением передвижных средств производить только после снятия напряжения и заземления со всех сторон. При этом рекомендуется пользоваться «Картами пожаротушения».

Эксплуатацию узлов (вводов, устройств РПН и др.) и вспомогательного оборудования трансформаторов и реакторов, системы охлаждения (в том числе насосов, вентиляторов), шкафов управления электродвигателями системы охлаждения, реле низкого уровня масла, стрелочного маслоуказателя, термосигнализаторов, азотной защиты и других следует вести в соответствии с указаниями заводских инструкций, согласованных с Главтехуправлением.

Эксплуатация трансформаторных установок должна осуществляться в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» («Энергия», 1977) и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций» («Энергия», 1972).

1.1. Для предупреждения повышенного нагрева трансформатора и реактора и ускоренного старения их изоляции необходимо следить, чтобы при естественной и искусственной вентиляции разность между температурой воздуха, входящего в трансформаторное помещение снизу и выходящего вверху, не превышала 15°С при их номинальной загрузке. В случае замены на больший по мощности или работе трансформатор с систематическими перегрузками принять меры по увеличению интенсивности охлаждения трансформатора.

1.3. Трансформаторные помещения должны содержаться в полной исправности, чтобы через кровлю и проемы (оконные, вентиляционные) в помещение не попадали дождь, снег, а также мелкие животные и птицы.

1.4. Двери трансформаторных помещений должны быть постоянно заперты на замок. На дверях и в трансформаторных помещениях должны быть сделаны надписи, указывающие станционные или подстанционные номера и присвоенные им единые диспетчерские наименования.

1.5. Нагрузку двухобмоточных трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более, за исключением установленных в трансформаторных пунктах (ТП), контролируют по амперметрам, включенным в одну фазу, а трехобмоточных трансформаторов — по амперметрам, включенным в цепи всех трех обмоток в одноименную фазу.

1.6. Нагрев при работе трансформатора и реактора контролируют по температуре верхних слоев масла, измеряемой термометрами и термосигнализаторами. При установке термометров на трансформаторы и реакторы наружной установки необходимо принимать меры для предотвращения попадания влаги в гильзы термометров и повреждения гильз при замораживании в них влаги.

На трансформаторах с повышенной вибрацией бака для обеспечения более длительной и надежной работы термосигнализаторов рекомендуется устанавливать термосигнализаторы на отдельной стойке, не связанной с баком, или на амортизаторах.

1.7. Трансформаторы и реакторы должны эксплуатироваться с включенной защитой от внутренних повреждений и сверхтоков, выполненной в соответствии с проектом, а отключающие элементы газовой защиты должны быть включены с действием на отключение. Разрывная мощность предохранителей при защите трансформаторов должна соответствовать мощности короткого замыкания в данной точке сети, и при этом должна обеспечиваться селективная работа защиты.

1.8. Для контроля уровня масла в трансформаторе и реакторе на торцевой стенке расширителя около маслоуказателя должны быть четко нанесены три контрольные черты, соответствующие уровням масла при установившейся температуре масла в неработающем трансформаторе 35, +15 и +35°С, а для трансформаторов, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-65, 11677-75 или по новым техническим условиям 45, +15, +40°С.

1.9. Трансформаторы мощностью 160 кВ·А и более и реакторы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной, пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора и реактора. Маслонаполненные вводы должны работать (храниться) с постоянно включенными устройствами защиты масла от окисления и увлажнения.

1.10. Выхлопная (предохранительная) труба трансформатора не должна быть направлена на установленный рядом трансформатор или аппарат, чтобы при выбросе масло не попало на другое оборудование и площадку для обслуживания газового реле.

1.11. На баках трехфазных трансформаторов и реакторов и групп однофазных трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть сделаны четкие надписи, указывающие станционные и подстанционные номера и присвоенные им единые диспетчерские наименования.

На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фаз. Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской без металлических наполнителей, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействиям масла.

1.12. При наличии переключающего устройства для включения резервной фазы необходимо следить, чтобы каждый разъединитель имел ясную расцветку фаз и буквенные обозначения начала и конца обмоток, а у переключающего устройства была вывешена четкая схема с указанием всех необходимых переключений при пользовании устройством.

1.13. Необходимо следить за тем, чтобы при установке трансформаторов и реакторов с плоской крышкой, оборудованных газовой защитой, бак имел уклон, при котором крышка или верхняя часть бака имела бы подъем по направлению к газовому реле не менее 1-1,5%, а маслопровод от бака к расширителю — не менее 2-4%. Если трансформатор имеет газоотводный трубопровод, присоединенный к верхней части бака в нескольких местах по длине бака, уклон трансформатора следует создать по поперечной оси так, чтобы места присоединения газоотводов оказались в высшей точке. При полуцилиндрической форме верхней части бака газоотводы присоединяются в высшей точке (по середине), и для таких трансформаторов не требуется создания уклона. Кран, установленный на маслопроводе между газовым реле и расширителем (или автоматический клапан), при работе трансформатора должен быть открыт.