Допустимая температура трансформатора. Большая энциклопедия нефти и газа
Cтраница 1
Температура нагрева трансформатора обычно контролируется по температуре верхних слоев масла. Эта температура по правилам технической эксплуатации не должна превышать 95 С.
В процессе эксплуатации температуру нагрева трансформаторов контролируют при помощи термометров. Однако обычно контролируют не температуру нагрева обмоток, а температуру нагрева масла в верхних слоях - у крышки трансформатора. При этом учитывают, что перепад температуры от обмоток до верхних слоев масла составляет примерно 10 С.
Нагрузка во время измерения составляла около 65% от номинальной величины. При нагрузках, близких к этим значениям, можно ожидать более высоких температур системы охлаждения трансформаторов. Заключение частичной диагностики: Система охлаждения масляного трансформатора работает без очевидных дефектов, предполагается распределение температурного поля.
Метод показывает правильную работу рассмотренного узла - охлаждение, в то же время не показывает никакой тепловой асимметрии, указывая на отсутствие дефектов других узлов со значительным тепловым проявлением. Для оценки изоляции электрических машин с точки зрения фактического состояния и старения измерение сопротивления изоляции само по себе является недостаточным. В таких устройствах самим измерению препятствуют относительно высокие паразитные токи - токи разряда и диэлектрические скользящие токи, которые проходят только через время.
Рассмотрим, как связана температура нагрева трансформатора с его габаритами. Марка и толщина материала магнитопровода выбраны.
В результате действия перечисленных факторов температура нагрева трансформатора уменьшится.
Трансформатор испытывают на нагревание в собранном виде, и за температуру нагрева трансформатора принимают температуру нагрева масла.
Для измерения фактического тока потерь, протекающего через изоляцию, измерение должно проводиться в течение определенного периода времени, исходные возмущающие токи могут быть исключены. Тест игнорирует ток утечки параллельной поверхности. Испытательное напряжение применяется к измеряемому объекту в течение определенного времени. Затем устройство начинает быстрый разряд и измеряет его емкость, а ток утечки измеряется через одну минуту.
Полученные значения индекса поляризации, коэффициента поглощения и испытания на разряд оцениваются сложным образом. Качество изоляции можно затем оценить по следующим таблицам. Частичный вывод диагностики: на основе реализованного диагностического метода измерения состояния изоляции можно отметить изолированное состояние оцениваемого силового трансформатора как несоответствующее.
Проверка выпрямителя под нагрузкой производится в течение нескольких часов, причем проверяется температура нагрева трансформаторов, дросселей, селеновых шайб и других элементов схемы, которая может быть в пределах 50 - 70 С при окружающей температуре, равной 20 С.
Общие потери в трансформаторе АР ДРЭ АРМ с ростом нагрузки увеличиваются, в связи с чем повышается и температура нагрева трансформатора. При некоторой величине потерь температура достигает наибольшего допустимого значения.
Цель измерения без нагрузки заключается в обнаружении потерь в железе, холостом состоянии и коэффициенте мощности без нагрузки при номинальном напряжении и частоте. Иногда как преобразование напряжения измеряется при измерении с помощью вольтметров, или если преобразование не измеряется при проверке обмоточного соединения. Одновременно с этими испытаниями обычно выполняются контроль изоляции резьбы, проверка основного шума при полной индукции и проверка балансирующих токов в параллельных ветвях обмотки.
В рамках диагностического измерения трансформатора в режиме холостого хода токи отдельных обмоток были пустыми, потерями на холостом ходу и коэффициентом мощности без нагрузки. Необходимые величины были определены при поставке трансформаторов 6 кВ. Все значения были определены из измеренных мгновенных напряжений и токов, используя формулы для чередования периодических не гармонических сигналов и токов. Рассчитаны эффективные значения напряжений, токов, активной мощности, кажущейся мощности, коэффициента мощности и суммы мгновенных значений тока.
Общие потери в трансформаторе А / 5 АРЭ АРМ с ростом нагрузки увеличиваются, в связи с чем повышается и температура нагрева трансформатора. При некоторой величине потерь температура достигает наибольшего допустимого значения.
С до некоторого меньшего значения, то уменьшается износ изоляции обмоток, а срок службы трансформатора увеличивается. Температура нагрева трансформатора обычно контролируется по температуре верхних слоев масла.
В табл. 4 приведены результаты экспериментального измерения трансформатора в холостом состоянии, которые были рассчитаны на временных курсах напряжений и токов. Из результатов экспериментального измерения трансформаторного анализа в незанятом состоянии очевидно увеличение потерь без нагрузки по сравнению со значениями, которые были измерены производителем на выходе трансформатора производителем, а именно на 57, 9%. Это увеличение потерь отражает снижение коэффициентов качества и ухудшение свойств магнитной цепи трансформатора.
Это неразрушающий метод, принцип которого основан на разряде двух идентичных конденсаторов на две нагрузки, а затем при резонансном демпфировании при нагрузке с использованием двухканального осциллографа. Поскольку пик крутых волн составляет до десятков кВ, формы колебаний не считываются непосредственно на измеряемых обмотках, а косвенно - обычно емкостными делителями. Это сравнительный тест без нагрузки. Если одна из частей сравниваемой машины повреждена относительно земли, если происходит прерывистое или межфазное короткое замыкание и т.д. Одна из этих кривых отличается от другой.
Как указывалось выше, при работе трансформатора часть подведенной к нему энергии рассеивается в виде тепла в сердечнике и обмотках. Температура нагрева трансформатора зависит от рассеиваемой в нем мощности, от поверхности теплоотдачи и от температуры окружающей среды. Задача расчета - определить такие минимальные размеры трансформатора, при которых нагрев обмоток не превосходит определенных допустимых значений. Максимально допустимая температура нагрева обмоток определяется свойствами используемых изоляционных материалов. Чтобы размеры трансформатора были минимальные, надо уменьшать рассеиваемую в нем мощность и применять изоляционные материалы, которые могут работать при высоких температурах.
Поскольку это сравнительный тест, мы не можем обнаружить неисправность в тех частях машин, которые одинаково повреждены. Однако вероятность идентичных сбоев или одинакового повреждения в двух или более тестируемых частях машины незначительна, и поэтому мы не имеем дело с этой возможностью на практике.
Преимущество метода заключается в том, что возмущения могут быть оценены уже при пиковом напряжении крутой волны, соответствующем номинальному значению устройства. Частичный вывод диагностики. На основе аналитического анализа полученных измеренных импульсных импульсных ответов можно указать состояние изоляции трансформатора как неудовлетворительное. Оценка была определена на основе интегрального критерия, т.е. определения разной зоны ответа, которая была минимальной для всех вариантов на стороне 6 кВ, но на стороне трансформатора 22 кВ значительно отличалась, как показано в табл.
Как уже указывалось, при работе трансформатора часть подводимой к нему энергии рассеивается в виде тепла в сердечнике и обмотках. Температура нагрева трансформатора зависит от рассеиваемой в нем мощности, от поверхности теплоотдачи и от температуры окружающей среды. Задача расчета - определить такие минимальные размеры трансформатора, при которых нагрев обмоток не превосходит определенных допустимых значений.
Обмотка с большей разницей отмечена в таблице. На стороне трансформатора 6 кВ отклики минимальны, из которых можно предположить, что на обмотку не влияют межкодовые замыкания. Анализ трансформаторного масла - это комплексный тест и отдельное поле диагностики. Из-за ограниченного пространства здесь мы предоставляем только оценку основных параметров. Можно утверждать, что в соответствии с этим критерием трансформатор не в хорошем состоянии.
Частичная диагностика Заключение: диагностированный трансформатор находится в ухудшенном техническом состоянии. Результаты оценки изоляции трансформатора показывают признаки термической деградации. В системе изоляции трансформатора уже давно происходят высокоэнергетические разряды. Суммарное содержание газа увеличивается по сравнению со значением, предложенным для эксплуатируемой установки.
Как указывалось, при работе трансформатора часть подводимой к нему энергии рассеивается в виде теплоты в сердечнике и обмотках. Температура нагрева трансформатора зависит от рассеиваемой в нем мощности, от поверхности теплоотдачи и от температуры окружающей среды. Задача расчета - определить такие минимальные размеры трансформатора, при которых нагрев обмоток не превосходит определенных допустимых значений.
На коэффициент потерь влияет поляризация диэлектрика и другие обстоятельства. Схема подключения измерительного устройства показана на рис. Результаты измерений, а именно зависимость коэффициента потерь от напряжения и емкости обмотки трансформатора, показаны на рис.
Полученное графическое представление коэффициента напряжения коэффициента потерь показано на рис. Из значений источника графического дисплея была определена медиана 3, 44, что также является значением, предназначенным для питания 6 кВ. Исходя из вышеизложенного увеличения коэффициента потерь выше рекомендуемого предела, можно указать увеличение активной составляющей тока через диэлектрик, особенно компонент утечки, что подтверждается выводом из диагностического измерения холостого тока и указанием уменьшения общего изолирующего состояния анализируемого трансформатора.
Трансформатор во время своей работы вследствие возникающих в нем потерь нагревается. Чтобы температура нагрева трансформатора (в основном его изоляции) не превышала допустимого значения, необходимо обеспечить достаточное охлаждение обмоток и магнитопровода. Для этого в большинстве случаев трансформатор (активную часть) помещают в бак, заполненный трансформаторным маслом. При нагревании масло начинает циркулировать и отдает тепло стенкам бака, а от последних тепло рассеивается в окружающем воздухе.
Общая диагностическая оценка данной машины представляет собой синтез частичных выводов отдельных диагностических методов используемого файла. При выборе файлового метода результаты частичных окончаний для узла машины взаимно поддерживают. В случае конфликта для диагностированного узла должен использоваться другой независимый метод. Исходя из краткого изложения частичных выводов используемых методов, в этом случае можно утверждать, что общее состояние диагностируемого объекта является недостаточным.
Трансформатор, как представляется, находится прямо с точки зрения охлаждения, остальные методы показывают неисправность в системе изоляции на стороне более высокого напряжения, поэтому результат диагностики подтверждается с разных точек зрения. В соответствии с параметрами надежность работы трансформатора снижается и, следовательно, увеличивается риск его отказа.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
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.
Техническая диагностика электрических машин претерпела длительные разработки, в ходе которых был составлен комплекс методов для определения фактического состояния отдельных функциональных узлов машины. Некоторые методы непосредственно нацелены на данные, другие имеют глобальные результаты. Как показано в тексте, неподходящий выбор индивидуального метода и целого набора методов позволяет игнорировать определенный локальный дефект в полученном диагнозе или его влияние на общее состояние машины, которое должно быть недооценено.
Частые усилия машинного оператора сэкономить на стоимости диагностики и сделать «дешевое» и нетребовательное измерение могут привести к сбою машины со всеми неблагоприятными экономическими последствиями. Техническая диагностика как поле часто находится в состоянии обслуживания в текущей напряженной экономической ситуации, которую можно легко и быстро сохранить. Это может быть ошибочное экономическое восприятие диагностики как чисто стоимостных статей без более широкого контекста и возможных будущих сбережений.
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.
Техническое обслуживание часто основывается не на реальном состоянии, а на плане, предпочтительно на статистических и математических моделях. Из макро-вида поддерживаемой технической системы это может быть не совсем ошибочный процесс, и надежность системы в целом может быть сохранена. Однако модель системы основана только на моделях отдельных элементов, без диагноза, у нее нет поддержки в реальном состоянии и она может быть довольно распространена с реальностью с течением времени.
Атеистическая модель может определять систему с внешней точки зрения или выбирать ее критические элементы. В случае высококачественных входных данных он может довольно точно рассчитать полученную надежность, но он все еще «только» о статистических данных, а не о картине фактического состояния. Хотя диагностическая диагностика в прошлом оказалась не только значимой, но и экономичной, все же задача диагностики еще больше подчеркнуть ее преимущества для операторов станков.
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.
Для некоторых оцененных параметров также необходимо знание долгосрочного развития, и оценка от одного значения величины может быть искажающей. Вот почему диагностику необходимо проводить систематически. Диагностика асинхронной машины. Диагностика трансформаторных масел в связи с продлением срока службы трансформатора.
Как каждый живой организм, каждый технический аппарат стареет на протяжении всей своей жизни. При некоторой степени устаревания устройства или только его части срок его службы и, следовательно, работа прекращаются. В случае трансформаторов старение особенно опасно для систем электроизоляции, которые создают потенциальные барьеры, отказ которых является прямой причиной неисправности. Система электроизоляции силовых трансформаторов состоит из комбинированной диэлектрической масляной бумаги.
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/см 2) 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 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°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 и Ц - 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/см 2) 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°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°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 минус 20°С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше минус 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 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 ее 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.
оглавление | вперед >>
