Трансформаторы силовые

Транспортирование, разгрузка, хранение,

монтаж и ввод в эксплуатацию

БИШКЕК 2024

Сокращения и термины

Введение

Настоящий нормативно-технический документ распространяется на силовые масляные трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы (в дальнейшем именуемые трансформаторами) общего назначения классов напряжения 35-110-500 кВ и устанавливает правила транспортирования, разгрузки и хранения, монтажа и ввода в эксплуатацию.

Перечень эксплуатационных документов, поставляемых с каждым трансформатором, которыми надлежит дополнительно руководствоваться при проведении работ:

Руководство по эксплуатации (РЭ).

Паспорт трансформатора (ПС).

Паспорта комплектующих изделий (ПК)

Ведомость деталей, узлов и материалов для монтажа (ЗИ).

Габаритный чертеж (ГЧ).

Схема электрическая принципиальная (ЭЗ).

Схема электрическая заземления (Э8).

Схема электрическая соединений (Э4).

Сборочные чертежи (СБ) на демонтированные составные части.

Монтажный чертеж (МЧ) 1.

Глава 1. Общие положения

1. устанавливает основные технические требования, а также технологию выполнения основных технологических операций по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию трансформаторов.

Дополнительные и специальные требования к трансформаторам, имеющим конструктивные особенности, приводятся в эксплуатационной документации на конкретный трансформатор.

Перечень эксплуатационных документов, поставляемых с каждым трансформатором, определяется исходя из требований Заказчика, может меняться в соответствии с требованиями договора на поставку.

Возможны редакционные отличия в наименовании некоторых документов, без изменения типа и обозначения.

2. Если договором на поставку предусмотрено техническое руководство по монтажу (шефмонтаж), то вызов шеф-инженера направляется на завод- изготовитель одновременно с подтверждением готовности к монтажу не позднее 10 календарных дней до начала монтажных работ.

3. При производстве работ по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию трансформаторов необходимо выполнять специальные организационные требования по обеспечению и контролю качества их выполнения. Работы должна выполнять квалифицированная бригада специалистов, имеющая опыт производства таких работ в строгом соответствии с проектом производства работ, составленным по действующим нормативам.

В период производства работ по монтажу трансформаторов ответственный исполнитель от монтажной организации обязан вести журнал монтажа, в котором должен отмечать результаты всех выполненных операции по подготовке и монтажу трансформатора. В журнале должны быть подписи исполнителей за выполнение скрытых работ, а также отдельных ответственных операций, оговоренных в эксплуатационной документации или проекте производства работ. После завершения монтажа журнал передается эксплуатирующей организации.

4. Шеф-инженер завода-изготовителя контролирует своевременность передачи исполнительной документации (протоколы испытаний и измерений и акты) ответственными лицами подрядных организаций Заказчика, а также оформляет отчетную документацию по монтажу, оговоренную в настоящем НТД:

- Программа монтажа или план-график работ;

- Акт осмотра трансформатора и сборочных единиц перед монтажом;

- Акт монтажа, измерений и подготовки к включению, а также протоколы испытаний и акты промежуточных работ (монтаж комплектующих изделий, проверка гибкой оболочки, ревизия и подсушка активной части и.т.п.).Шеф-инженер завода-изготовителя, осуществляющий техническое руководство монтажом (шефмонтаж) трансформаторов имеет право затребовать от подрядных организаций Заказчика, выполняющих монтаж и наладку, документы, подтверждающие право производства работ, а также перечень освидетельствованного технологического оборудования согласно Приложению 2 настоящего НТД.

5. Если при проведении работ по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию возникнут затруднения по выполнению требований настоящего НТД, Заказчику следует обратиться на завод-изготовитель трансформатора.

6. При обнаружении в процессе монтажа несоответствия по качеству продукции, подробную информацию с соответствующими фотографиями направить на завод-изготовитель. Информация должна содержать: номер чертежа, информацию на бирке, описание проблемы и т.п.

7. Выполнение монтажных и наладочных работ с несоблюдением требований настоящего , а также использование неисправного технологического оборудования на монтаже, ведет к снижению эксплуатационной надежности трансформаторов, и может являться причиной снятия гарантии завода-изготовителя на трансформатор.

Глава 2. Указания мер безопасности

8. Приведенные в данном разделе указания не являются исчерпывающими, а служат лишь дополнением к общим действующим правилам и инструкциям по технике безопасности, «Правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок», местным инструкциям и правилам, которыми следует руководствоваться при подготовке к монтажу, монтаже, испытаниях и включении трансформаторов.

9. Необходимо принять меры по удалению азота перед проникновенном человека в бак трансформатора, транспортируемого без масла и заполненного азотом. Удаление азота производится одним из следующих способов:

1) путем заливки в бак трансформатора масла через нижнее запорной устройство до полного вытеснения азота (заливаемое масло должно соответствовать требованиям Приложения 1);

2) вакуумированием бака трансформатора достаточного давления 50,5кПа (380 мм рт.ст.) с последующим запуском осушенного воздуха, либо воздуха, пропускаемого через силикагелевый воздухоосушитель, заполненный сухим силикагелем. Масса силикагеля должна быть не менее 5кг.

Этот способ применяется для баков, выдерживающих указанное выше остаточное давление в транспортном состоянии;

3) продувкой бака сухим чистым воздухом, либо естественной вентиляцией при открытых верхних и нижних люках. Минимальная допустимая объемная доля кислорода в воздухе 20%. При этом, во избежание увлажнения изоляции трансформатора, должны быть выполнены условия разгерметизации в соответствии с разделом 9.

10. Необходимо установить непрерывный контроль за людьми, выполняющими работы внутри бака трансформатора.

11. В период разгерметизации трансформатора с подачей в бак осушенного воздуха необходимо выполнять следующие требования:

1) обеспечить людей, выполняющих работы внутри бака и у открытого люка, достаточного теплой (в зависимости от температуры окружающей среды) и чистой спецодеждой;

2) не допускать, нахождения людей внутри бака более 2 ч в сутки и20 ч в месяц.

11. В процессе выполнения работ по монтажу необходимо также руководствоваться указаниями мер безопасности, приведенными в инструкциях на применяемое технологическое оборудование.

12. Необходимо обратить особое внимание обеспечению пожарной безопасности при производстве монтажных работ. Противопожарные мероприятия должны быть разработаны с учетом общих и местных правил и инструкций с привлечением специалистов по противопожарной безопасности.

При разработке мероприятий следует иметь в виду, что трансформаторы являются пожароопасным оборудованием, поскольку трансформаторное масло и промасленная изоляция трансформаторов являются горючим материалом и могут воспламениться при выполнении пожароопасных работ (сварка, прогрев, подсушка, сушка).

Кроме приведенных указаний по пожарной безопасности необходимо выполнить ряд организационно-технических мер:

1) оборудовать монтажную площадку надежной телефонной связью и средствами пожаротушения в соответствии с противопожарными мероприятиями, согласованными с пожарной охраной;

2) назначить лиц, ответственных за пожарную безопасность;

3) получить письменное разрешение пожарной охраны на производство огнеопасных работ и организовать постоянное наблюдение за пожарной безопасностью на все время проведения огнеопасных работ и в течение 2 часов после окончания сварочных работ или работ с использованием открытого огня;

4) производить сварочные работы на баке трансформатора только после заливки его маслом до уровня выше места сварки на 200-250 мм во избежание воспламенения паров масла.

При производстве сварочных работ по устранению течи масла необходимо в трансформаторе создать вакуум, обеспечивающий прекращение течи масла и безопасное производство сварочных работ.

13. На время проведения монтажных работ необходимо заземлить бак трансформатора. При заполнении трансформатора маслом, либо при его сливе, прогреве трансформатора методом нагрева трансформаторным маслом и сушке трансформатора термодиффузионным способом необходимо заземлить выводы обмоток во избежание появления на трансформаторе электрического заряда.

14. Перед разгерметизацией трансформаторов, находящихся под избыточным давлением, необходимо давление в баке выровнять с атмосферным давлением.

Глава 3. Транспортирование и приемка

трансформатора от перевозчика

15. Способ транспортирования определяется заводом-изготовителем в зависимости от габаритных размеров и массы трансформатора. Перечень составных частей трансформатора, демонтированных на время транспортирования, а также способ транспортирования и упаковки указываются в эксплуатационной документации.

16. Непосредственно после прибытия к месту разгрузки (железнодорожная станция, порт, место установки) необходимо осмотреть и принять грузовые места в соответствии с документами на поставку.

17. При приемке особое внимание следует обратить на:

1) состояние крепления трансформатора на платформе или транспортере;

Контрольные метки на баке трансформатора и на площадке транспортера должны совпадать.

2) наличие избыточного давления в баке трансформаторов, транспортируемых с установкой автоматической подпитки;

3) состояние бака, уплотнений и запорной арматуры, целостности предусмотренных пломб;

На баке трансформатора не должно быть вмятин или каких-либо других повреждений; все уплотнения и пломбы на запорной арматуре и пробках должны быть исправны. На баке и транспортере не должно быть следов утечки масла.

4) При наличии на трансформаторе регистратора толчков или индикатора ударных воздействий, независимо от отсутствия видимых внешних повреждений следует выполнить анализ воздействий, которым подвергался трансформатор при транспортировании в соответствии с инструкцией на данный регистратор. При возникновении затруднения по идентификации показаний регистратора толчков, необходимо обратиться на завод- изготовитель. По результатам анализа, при выявлении воздействия на трансформатор усилий, превышающих допустимые, согласовать с заводом- изготовителем необходимые меры по контролю состояния трансформатора для определения его пригодности к монтажу

17. Осмотреть грузовые места на предмет:

- отсутствия механических повреждений, следов ударов;

- отсутствия следов протечки масла;

- наличия и целостности предусмотренных пломб;

- отсутствия разгерметизации вводов, корпусов встроенных трансформаторов тока, транспортируемых отдельно, элементов системы охлаждения.

При обнаружении протечек масла необходимо произвести герметизацию в соответствии с требованиями инструкции на конкретное оборудование.

В случае обнаружения признаков несанкционированного вскрытия упаковки, проверить комплектность поставки во вскрытом грузовом месте.

Произвести визуальный контроль состояния лакокрасочного покрытия бака и комплектующих изделий. В случае выявления несоответствия лакокрасочного покрытия требованиям нормативных документов следует обратиться к представителю завода-изготовителя.

18. Проверить герметичность бака трансформатора:

- с установленным расширителем - по указателю уровня масла в расширителе;

- без расширителя, не полностью залитым маслом - по наличию разности давлений («шипение» при ослаблении одной из верхних заглушек бака);

- транспортируемых без масла с автоматической подпиткой азотом или с помощью баллонов с редуктором и манометром, необходимо произвести проверку избыточного давления внутри бака трансформатора по установленным манометрам. Избыточное давление в баке должно быть не менее 10 кПа (0,1 кгс/см²). В случае израсходования газа в установке автоматической подпитки следует произвести замену баллонов, руководствуясь инструкцией на установку.

При нарушении герметичности следует создать в баке трансформатора избыточное давление азота (или сухого воздуха)25 кПа (0,25 кгс/мм²):

- подачей азота из баллона или воздуха через силикагелевый воздухоосушитель с помощью компрессора, или с помощью установки для осушки воздуха;

Трансформатор считается герметичным, если спустя 3 часа снаружи бака трансформатора течей не обнаружено или не произошло падения избыточного давления более чем на 2 кПа (при неизменной температуре окружающей среды). При большем снижении давления необходимо восстановить герметичность.

19. По результатам приемки должен быть составлен Акт, подписанный представителем Получателя и Перевозчика, занимающегося транспортированием трансформатора и составных частей.

Глава 4. Перевозка трансформатора

к месту установки и разгрузка

20. Если трансформатор разгружен не на месте установки, то выбор способа перевозки на объект, погрузки, разгрузки, а также расчет крепления осуществляет Заказчик с учетом расстояний, местных условий и требований эксплуатационной документации на конкретный трансформатор.

Если для перевозки трансформатора на объект требуется слив масла, необходимо обратиться на завод-изготовитель для получения рекомендаций по сливу и последующему заливке масла.

§1.Разгрузка трансформатора

21.Разгрузку трансформаторов необходимо производить краном и стропами соответствующей грузоподъемности. Места и схемы строповки указаны в эксплуатационной документации.

22. Допускается разгружать трансформаторы на шпальную клеть способом стягивания с транспортера тракторами или лебедками через полиспасты, либо гидротолкателями по металлическим балкам (рельсам, установленным под днище трансформатора согласно чертежу погрузки. При отсутствии в чертеже таких указаний металлические балки(рельсы) следует устанавливать рядом с балками жесткости дна трансформатора. Количество устанавливаемых металлических балок (рельса) и их прочность, должны обеспечивать сохранность трансформатора при разгрузке.

При транспортной массе трансформатора до 60 т необходимо устанавливать не менее 2 балок, при транспортной массе до 120 т - не менее 4балок, при транспортной массе до 220 т - не менее 4 балок, при транспортной массе более 220 т - не менее 6 балок.

23. При разгрузке стягиванием на шпальную клеть подъем трансформатора следует производить гидравлическими домкратами.

Домкраты должны устанавливаться в местах, определенных конструкцией и указанных в габаритном чертеже трансформатора.

Установка домкратов в других местах недопустима. Подъем и опускание производить поочередно сначала одной, а затем другой стороны трансформатора. При этом наклон трансформатора не должен превышать 3% запрещается поднимать трансформатор домкратами со всех сторон одновременно.

24. При разгрузке трансформатора с транспортера сочлененного типа необходимо руководствоваться специальной инструкцией по погрузке и разгрузке на данный тип транспортера.

25. Разгрузка трансформаторов, перевозимых на транспортерах сочлененного типа, производится под руководством персонала, обслуживающего (сопровождающего) транспортер.

26. Трансформатор может быть установлен сразу при разгрузке на собственные каретки или на шпальную клеть. Перед установкой трансформатора на собственные каретки необходимо произвести осмотр кареток и катков, проверить наличие смазки на осях катков и при необходимости смазать солидолом.

После подъема трансформатора на нужную высоту установить каретки в соответствии с габаритным (или монтажным) чертежом.

27. Разгрузку маслонаполненных вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и составных частей системы охлаждения следует производить в соответствии с инструкциями на них.

28. Работы при выгрузке следует производить с соблюдением требований безопасности и мер, обеспечивающих сохранность трансформатора и составных частей.

Глава 5. Перекатка трансформатора

на собственных каретках

29. При перекатке трансформатора на собственных каретках необходимо закрепить канаты на специальные приспособления на баке и с помощью электролебедки или трактора с полиспастом произвести перекатку.

Скорость перекатки должна быть не более 8 м/мин. Перекатку производить плавно, без рывков.

Допускается производить перекатку трансформатора на собственных каретках с помощью гидротолкателей.

30. Пути, по которым производится перекатка трансформаторов, должны быть выполнены в соответствии с проектом и приняты Заказчиком по акту. Они должны быть горизонтальными (уклон не более 1%), прямолинейными (отклонение от прямолинейности в горизонтальной плоскости не более 1%),смещение стыкуемых рельсов относительно друг другу и вертикальной плоскости не более 1 мм, в горизонтальной - не более 2 мм, зазор между стыкуемыми рельсами не должен превышать5 мм. Применяемые рельсы должны быть типа не менее Р 50 и обеспечивать под нагрузкой (при перекатывании) прогиб не более 3 мм.

31.Допускается производить перекатку в направлении продольной и поперечной осей трансформаторов, имеющих 4 каретки, а также вдоль поперечной оси трансформаторов, имеющих более 4 кареток по путям с уклоном до 2%.

32. При перекатке трансформатора на собственных каретках сила трогания составляет 1 кН (100 кгс), сила перекатки 0,6 кН (60 кгс) на 1 т массы трансформатора.

Направление тяговой силы при перекатке должно совпадать с направлением перемещения трансформатора.

При необходимости изменения направления перекатки для поворота кареток поднимать трансформатор следует гидравлическими домкратами.

При этом реборды катков должны быть расположены в соответствии с указаниями габаритного или монтажного чертежа.

Глава 6. Оценка состояния трансформатора

после транспортирования

33. Не позднее, чем через 10 дней после прибытия трансформатора на место установки (монтажа или хранения), необходимо произвести предварительную оценку состояния оборудования.

34. При наличии регистратора толчков или индикатора ударных воздействий, устанавливаемых на баке трансформатора на время транспортирования трансформатора, по результатам перевозки представителями Перевозчика и Получателя составляется Акт, в котором необходимо зафиксировать показания индикатора. При возникновении затруднения по идентификации показаний индикатора, необходимо обратиться на завод-изготовитель.

35. Произвести внешний осмотр оборудования на наличие пломб и отсутствие течей масла, повреждение упаковок и корпусов комплектующих изделий транспортируемых без упаковок.

36. Проверить герметичность бака трансформатора в соответствии с п. 18.

37. Произвести оценку степени увлажнения изоляции после транспортирования.

38. У трансформаторов, транспортируемых с расширителем, полностью залитых маслом, необходимо проверить:

1) пробивное напряжение масла из бака трансформатора и бака контактора устройства РПН;

2) Тангенс угла диэлектрических потерь (далее tgδ) масла при 90°С из бака трансформатора;

3) влагосодержание масла из бака трансформатора и бака контактора устройства РПН;

При этом характеристики масла из бака трансформатора должны быть в соответствии с Приложением 1, а влагосодержание и пробивное напряжение масла из бака контактора должно соответствовать требованиям инструкции на устройство РПН.

39. У трансформаторов, транспортируемых без расширителя, не полностью залитых маслом необходимо проверить:

1) пробивное напряжение масла в баке трансформатора должно быть не ниже 55 кВ;

2) tgδ масла при 90°С из бака трансформатора должен соответствовать требованиям таблицы 1. Приложения 1;

3) влагосодержание масла в баке трансформатора должно быть не более 0,0020% массы для трансформаторов 500 кВ и 0,0025% массы для трансформаторов 110-220кВ;

4) влагосодержание и пробивное напряжение масла в баке контактора должно соответствовать требованиям инструкции на устройство РПН.

40.У трансформаторов, транспортируемых без масла необходимо проворить:

1) пробивное напряжение остатков масла должно быть не ниже 50 кВ;

2) tgδ остатков масла не контролируется;

3) влагосодержание остатков масла должно быть не более 0,0020% массы для трансформаторов 500кВ и 0,0025% массы для трансформаторов 110/220кВ;

4) влагосодержание и пробивное напряжение масла в баке контактора должно соответствовать требованиям инструкции на устройство РПН.

41. Произвести измерение сопротивления изоляции активной части относительно бака (при наличии измерительного вывода) мегаомметром на напряжение 2500В. Измеренное значение должно быть не менее 2Мом, сопротивления активной стали не менее 0,5 МОм, если в эксплуатационной документации на трансформатор нет других указаний.

42. В случае обнаружения при проверке отклонений от норм и требований, следует поставить в известность изготовителя трансформатора и принять меры по устранению причин, вызывающих ухудшение изоляции трансформатора, и к ускорению монтажа.

43. Работы, проводимые по проверке состояния трансформатора после транспортирования необходимо оформлять актом и учитывать при решении вопроса возможности введения трансформатора в эксплуатации.

Глава 7. Хранение трансформатора

44. Необходимо принять меры по сокращению до минимума времени нахождения трансформатора в транспортном состоянии и не допускать его хранения более 4 месяцев со дня отправки с завода (дата отправки с завода указана в транспортной накладной).

В процессе хранения необходимо обеспечить контроль герметичности бака трансформатора в соответствии с п. 18 не реже, чем 1 раз в месяц.

Для трансформаторов, транспортируемых без масла, установить постоянный контроль за наличием избыточного давления газа в баке.

Контролировать избыточное давление не реже чем 1 раз в сутки в течение первых 10 дней, а в дальнейшем - 1 раз в месяц. В случае израсходования газа в установке автоматической подпитки следует произвести замену баллонов, руководствуясь инструкцией, на установку.

45. Если после прибытия трансформатора монтажные работы задерживаются сверх 4-х месяцев со дня отправки с завода-изготовителя, необходимо выполнить работы по консервации трансформатора.

46. Перед консервацией необходимо проверить герметичность бака трансформатора в соответствии с п. 18.

47. Для консервации необходимо:

1) установить расширитель и встроенные трансформаторы тока. Для трансформаторов с пленочной защитой необходимо установить в расширитель гибкую оболочку в соответствии с инструкцией на пленочную защиту;

2) собрать трубопровод, соединить расширитель с баком трансформатора и баками контакторов переключающих устройств, подсоединить к расширителю воздухоосушитель с осушающим и индикаторным силикагелем;

3) залить трансформатор полностью маслом.

Из бака трансформатора, транспортируемого без масла, перед заливкой слить остатки масла. Заливка масла производится снизу бака трансформатора без вакуума. Параметры заливаемого масла должны соответствовать требованиям Приложения 1, за исключением требования по газосодержанию.

После заливки уровень масла в трансформаторе должен соответствовать температурной отметке маслоуказателя расширителя, соответствующей температуре масла в трансформаторе.

48. В период хранения необходимо контролировать 1 раз в месяц уровень масла в расширителе. Периодически, не реже 2 раз в год, производить отбор и проверку параметров (пробивное напряжение и влагосодержание) проб масла из бака трансформатора на соответствие Приложению 1.

49. Длительное хранение сборочных единиц и деталей, транспортируемых и упаковке (аппаратура, крепеж, резинотехнические изделия), следует производить на настилах в помещении или под навесом. Хранение отдельных грузовых мест (вводов, элементов системы охлаждения и др.) следует производить в соответствии с инструкциями на них.

50. По результатам консервации и хранения сборочных единиц и деталей составляется акт консервации. При нарушении условий хранения необходимо определить объем дополнительных работ и выполнить их до начало монтажных работ. При нарушении условий хранения трансформатора необходимо произвести комплексную оценку состояния его изоляции в соответствии с требованиями Приложения 9 (п. 1). По результатам оценки состояния. Принять решение о необходимости дополнительной обработки изоляции трансформатора.

Глава 8. Подготовка к монтажу

§ 2. Правила распаковывания и порядок проверки комплектности.

51. Перечень составных частей трансформатора, демонтированных на время транспортирования, указан в эксплуатационной документации на трансформатор (ведомость демонтажа, упаковочные листы).

Эксплуатационная документация на трансформатор и комплект упаковочных листов направляется Заказчику с комплектующими деталями в месте номер 1.

52. Составные части, как правило, транспортируются следующим образом:

- вводы 66 - 500кВ и составные части к ним - в упаковке завода-изготовителя вводов;

- устройства РПН и трансформаторы тока - в баках трансформаторов

или в собственных баках, кожухах, обеспечивающих сохранность изоляции;

- вводы на напряжение до 35 кВ, электродвигатели и насосы, приборы, мелкие детали и запасные части, промаркированные в соответствии с чертежами, - упакованными в ящики;

- расширитель, охладители, радиаторы, адсорбционные, термосифонные и маслоочистительные фильтры, демонтированные трубы - испытанные, с очищенными и промытыми внутренними поверхностями, промаркированные в соответствии с чертежами, в герметичном состоянии - упакованными в ящики (допускается отправка без ящиков);

- цилиндры, экраны вводов с изоляционным покрытием и другие изоляционные детали транспортируются в баке трансформатора или отдельных баках, оснащенных маслоотборным устройством и заполненных маслом;

- металлоконструкции - упакованными в ящики (допускается отправка без ящиков).

53. При поступлении грузовых мест проверить отсутствие повреждений упаковки и целостность пломб. Проверить отсутствие следов повреждения упаковочных лент, следов несанкционированного вскрытия ящика. При обнаружении повреждений упаковки произвести фотографирование и составление акта.

54. Вскрытие ящиков, передача комплектующих изделий монтажной организации должны быть организованы до начало монтажа в присутствии представителя завода изготовителя (если договором на поставку предусмотрено техническое по монтажу- шефмонтаж), с проверкой количество и качества всех комплектующих изделий.

В случае выявления несоответствия фактического количества крепежа указанному на бирке, данную бирку фотографировать или зафиксировать фамилию упаковщика и номер штампа «ОТК» завода (при наличии).

При обнаружении повреждения комплектующих изделий или отдельных пакетов производить их фотографирование.

Информацию обо всех несоответствиях, обнаруженных при вскрытии грузовых мест, направить на завод-изготовитель в течение двух дней после завершения распаковки всех грузовых мест.

По результатам распаковки и проверки комплектности составляется акт осмотра.

§3. Требования к месту монтажа.

55. Фундамент под трансформатор должен быть рассчитан на нагрузки, передаваемые каткам кареток (сосредоточенные нагрузки).

56. Площадка для монтажа.

Размеры площадки должны обеспечивать свободное и удобное размещение на ней технологического оборудования, подъемных механизмов, мест для установки монтируемых комплектующих узлов.

На площадке должны быть установлены:

- силовой шкаф необходимой мощности, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение и имеющий достаточное количество коммутационной аппаратуры;

- технологические емкости для масла;

- передвижное помещение для дежурного персонала и хранения инструмента, приборов и материалов.

Площадка должна быть оборудована средствами пожаротушения, телефоном и, достаточным для проведения работ в темное время суток, освещением.

57. При необходимости перекатки трансформатора от места его сборки до моста установки на фундамент подготовить рельсовый путь. Рельсовый путь должен отвечать требованиям п. 30.

58. Монтаж и наладочные испытания трансформатора должна осуществлять специализированная бригада квалифицированных специалистов, имеющих опыт производства таких работ.

59. Для производства работ подготовить необходимое сертифицированное оборудование, приборы, оснастку, инструмент и материалы в соответствии с Приложением 2.

Технологическое оборудование должно быть отревизировано, проверена его работоспособность и соответствие его параметров нормативным документам.

Контрольно-измерительная аппаратура должна иметь клеймо или документы, удостоверяющие прохождение ими очередной проверки.

Инструмент должен быть промаркирован и находиться в инструментальных ящиках, выдаваться звеньевому (рабочему) с последующей проверкой наличия в конце смены. Спецодежда не должна иметь металлических пуговиц и застежек. В карманах не должно находиться металлических предметов.

60. До начала монтажа необходимо подготовить и передать монтажной организации (бригаде) один экземпляр заводской сопроводительной документации по монтажу, протоколы по транспортированию, разгрузке и хранению трансформатора для изучения особенностей выполнения работ.

61. Определить объем и последовательность работ по монтажу. Составить план-график проведения монтажа.

§ 4. Технические требования и правила проведения пред монтажной проверки.

62. Оценка состояния изоляции.

Выполнить оценку состояния изоляции в соответствии с приложением 9. Допускается отбор и анализ пробы масла из бака контактора РПН производить после установки трубопроводов переключающего устройства в процессе выполнения монтажных работ.

В случае нарушения условий хранения и неудовлетворительных результатов анализов проб масла, также допускается измерение влагосодержание твердой изоляции иными инструментальными методами реализуемыми без вскрытия бака трансформатора.

Полученные результаты оформить протоколом (актом).

63. Оценка состояния активной части.

При наличии нарушений при транспортировании, разгрузке произвести осмотр активной части внутри бака, или ревизию с подъемом верхней части бака (или активной части) в объеме и последовательности в соответствии с Приложением 4.

64. Руководствуясь соответствующими инструкциями, подготовить встроенные трансформаторы тока, адсорбционные и термосифонные фильтры, фильтры тонкой очистки масла, переключающие устройства, систему охлаждения, газовые и струйные реле, отсечной клапан, стрелочные маслоуказатели, предохранительные клапаны.

65. Испытать съемные вводы 6-35 кВ в соответствии с приложением 3, если по результатам инспекции выявлено наличие повреждения упаковки и (или) механических повреждений вводов. При отсутствии замечаний испытание вводов не требуется.

66. Подготовить вводы 110-500 кВ, руководствуясь соответствующими инструкциями на них. Произвести измерения характеристик изоляции (R_ив, tgδ и С) высоковольтных вводов согласно требованиям инструкции завода изготовителя вводов.

67.Расширитель и газоотводные трубопроводы. Если при транспортировании и хранении была нарушена их герметичность, необходимо:

- расширитель загерметизировать, создать давление воздуха или азота 20кПа (0,2 кгс/см²), с помощью мыльного раствора проверить герметичность и промыть внутреннюю полость трансформаторным маслом;

- внутреннюю полость газоотводных трубопроводов очистить, промыть трансформаторным маслом и испытать трубопроводы давлением300кПа(3 кг/см²) в течение 30 мин.

Температура масла при испытании и промывке должна быть не ниже 293К (20 С^о), а пробивное напряжение не менее 55 кВ.

Установить на расширитель маслоуказатель и отсечной клапан, руководствуясь соответствующими чертежами и инструкциями.

Для трансформаторов с пленочной защитой масла следует руководствоваться инструкцией на расширитель с гибкой оболочкой.

§ 5. Цилиндры, экраны вводов, масло.

68. Подготовить цилиндры вводов, экраны вводов и прочие изоляционные детали, если они транспортировались в отдельном баке. Проверитьмасло, с которым транспортировались цилиндры и изоляционные детали. Пробивное напряжение масла должно быть не ниже 55 кВ, а влагосодержание но более 20 г/т.

Если масло не соответствует этим нормам, то изоляционные узлы и детали следует высушить при температуре 95-100С° в течение 120 часов без вакуума, либо в течение 60 часовприостаточномдавлении665-1330Па (5- 10 мм рт.ст.).

69. Произнести измерение сопротивления изоляции активной части относительно бака (при наличии измерительных выводов) мегаомметром на напряжение 2500 В. Измеренные значения сопротивления изоляции ярмовых балок должны быть не менее 2 МОм, а сопротивления активной стали не менее 0,5 МОм, если в эксплуатационной документации на трансформатор нет других указаний.

70. Масло подготавливается в количестве, необходимом для полной заливки (доливки) в трансформатор, плюс дополнительное количество – 5% от объема заливаемого масла на технологические нужды. Требования к маслу в соответствии с Приложением 1.

Глава 9. Монтаж

71. Монтаж составных частей производится в соответствии с требованиями чертежей и инструкций. При монтаже составных частей «натяг» при сборке не допускается.

Монтаж производить с учетом маркировки. Окончательную затяжку крепежа производить после установки всех патрубков и компенсаторов. Применяемые при монтаже резиновые уплотнения не должны иметь механических повреждений, растрескиваний и расслоений.

При уплотнении разъемов затяжку крепежа необходимо производить равномерно «крест-накрест» по всему периметру. Затяжка считается достаточной, когда резиновое уплотнение сжато до 0,7 ее толщины.

Если резиновые уплотнения устанавливаются в паз, то затяжка производится до полного соприкосновения соединяемых поверхностей.

§ 6. Монтаж составных частей, не требующий разгерметизации активной части.

72. Монтаж составных частей (расширитель, газовое реле, отсечной клапан, контрольные и силовые кабели, термометры манометрические и др.), может производиться до и после разгерметизации.

73. Монтаж системы охлаждения можно производить независимо от разгерметизации трансформатора. Указания по монтажу приведены в руководстве по эксплуатации системы охлаждения.

74. Для трансформаторов с пленочной защитой масла до установки расширителя на трансформатор необходимо произвести монтаж гибкой оболочки и вытеснение воздуха, руководствуясь эксплуатационной документацией на расширитель с гибкой оболочкой.

75. Гнезда, в которые устанавливаются датчики указателей температуры масла и обмоток, или датчики термометров манометрических, необходимо заполнить трансформаторным маслом.

§ 7. Монтаж составных частей, требующий разгерметизации активной части.

76. Началом разгерметизации считается вскрытие какой-либо заглушки, открывающей доступ в бак трансформатора окружающего воздуха, окончанием - герметизация бака.

77. Необходимо организовать непрерывную работу монтажногоперсонала, чтобы сократить время нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии.

78. Работы внутри бака должны выполнять квалифицированные специалисты. Одежда на них должна быть чистой и не иметь металлических застежек. Если имеются карманы, они должны быть очищены от посторонних предметов, должны быть сняты часы, кольца и пр. При работене использовать разводные ключи. При работе нельзя наступать на изоляционные детали. Количество крепежа, инструментов и приспособлений должно быть подсчитано и проверено до начала и после окончания работы.

79. В процессе разгерметизации необходимо принимать специальные миры по предохранению активной части трансформатора от увлажнения. Защиту изоляции от увлажнения при разгерметизации следует производить путем подачи в бак трансформатора осушенного воздуха в соответствии с требованиями Приложений 7 и 8.

80. Для трансформаторов, в которых изоляция активной части полностью покрыта маслом, допускается разгерметизация надмасляного пространства общей продолжительностью не более 20 часов без продувки сухим воздухом, при относительной влажности окружающего воздуха не выше 85%.

При подаче в бак осушенного воздуха в соответствии с Приложением 8 общее время разгерметизации трансформаторов может быть увеличено до 100 часов, а время разгерметизации каждого из больших люков под трансформаторы тока и вводы - до 3 часов.

90. Для трансформаторов 110-220 кВ мощностью до 400 MВA допускается при разгерметизации производить без подачи в бак сухого воздуха при условии выполнения следующих требований:

- температура активной части должна быть не ниже 283К (10С°) и превышать температуру точки росы окружающего воздуха в течение всего периода разгерметизации не менее чем на 10 градусов при слитом масле, и не менее чем на 5 градусов при разгерметизации без слива масла;

Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают требования по температуре, перед разгерметизацией трансформатор следует прогреть. Температура активной части определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода. Для трансформаторов, не подвергавшихся нагреву, допускается температуру активной части определять по температуре масла.

- относительная влажность окружающего воздуха не должна превышать 85%;

- продолжительность разгерметизации не должна превышать 12 часов в случае разгерметизации при слитом масле и 20 часов в случае разгерметизации без слива масла.

При подаче и бак осушенного воздуха в соответствии с Приложенном 8 общее время разгерметизации трансформаторов может быть увеличено до 100 часов, а время разгерметизации каждого из больших люков под трансформаторы тока и вводы - до 3 часов.

91. Монтаж составных частей трансформаторов, частично залитых маслом, напряжением до 220 кВ включительно допускается производить без слива масла из бака ниже уровня прессующих колец обмоток.

Полный слив масла для монтажа составных частей требуется в случае соединения отводов с вводами внутри бака, необходимости приведения распорных устройств активной части в эксплуатационное состояние, а также при нарушении требований по хранению, которые требуют осмотра активной части и переключающего устройства.

92. Для монтажа составных частей трансформаторов напряжением свыше 220 кВ требуется полный слив масла из бака трансформатора, если конструкция трансформаторов не рассчитана для монтажа без слива масла из бака ниже прессующих колец обмоток.

93. В трансформаторах, отправляемых без масла, или при работах со сливом масла необходимо провести ниже перечисленные работы:

94. Перед проникновением людей в бак трансформатора, транспортируемого без масла и заполненного азотом, необходимо удалить азот одним из способов, указанных в п. 9.

95. Демонтировать изоляционные цилиндры высоковольтных вводов и крепеж к ним, если они транспортировались в баке трансформатора в транспортном состоянии.

96. Удалить транспортные детали и детали крепления отводов, руководствуясь требованиями чертежей.

97. Произвести внешний осмотр состояния активной части, механизма и электрических контактов устройства РПН. Для проверки состояния устройства РПН необходимо произвести цикл переключений вручную при смонтированных приводных механизмах, согласованных с избирателями. При этом проверяется правильность работы механизма и надежность контакта между подвижными и неподвижными контактами, руководствуясь инструкцией на устройство РПН.

98. В процессе установки вводов необходимо контролировать изоляционные расстояния:

- «экран ввода - цилиндр ввода», которые должны быть для вводов 110-220кВ не менее 20 мм, для вводов 500 кВ не менее 30 мм;

- «цилиндр ввода - обмотка, изоляционная перегородка», которые должны соответствовать требованиям эксплуатационной документации, а при отсутствии в эксплуатационной документации требований, они должны быть не менее 20 мм для вводов 110-220кВ и не менее 30 мм для вводов 500кВ;

- другие изоляционные расстояния, указанные в чертежах.

99. Проверить состояние и привести в рабочее положение элементы раскрепления активной части в баке трансформатора, руководствуясь указаниями эксплуатационной документации.

100. При подсоединении отводов обмоток к вводам необходимо измерять изоляционные расстояния гибких связей между собой и относительно заземленных и токоведущих элементов, которые должны соответствовать требованиям эксплуатационной документации на трансформатор. При этом не должно быть натяга гибких связей и обеспечена надежность. контактных соединений. При проверке изоляционных расстояний гибких связей нужно учитывать их возможное отклонение при коротких замыканиях. Для правильного измерения изоляционных расстояний необходимо максимально отклонять гибкие связи в сторону токоведущих элементов соседних фаз и заземленных частей трансформатора.

При монтаже вводов протяжного типа необходимо уделять особое внимание контактной шпильки.

101. Установка высоковольтных вводов с RIP изоляцией. Непосредственно после удаления транспортировочного корпуса и полиэтиленового чехла с нижней части ввода, высоковольтный ввод необходимо подготовить к монтажу (в соответствии с требованиями завода-изготовителя вводов) и усыновить на трансформатор. Если по каким-либо причинам установка ввода откладывается, то необходимо предусмотреть хранение ввода в складском помещении с влажностью воздуха не более 60%. При необходимости длительного хранения ввода без транспортировочного корпуса и полиэтиленового чехла хранение вводов производить соответствии с требованиями заводов изготовителей этих вводов. Для хранения вводов с RIP изоляцией рекомендуется использовать специальные герметичные пеналы, заполненные трансформаторным маслом.

102. В процессе разгерметизации должны быть смонтированы встроенные трансформаторы тока, вводы, изоляционные цилиндры вводов, газоотводный трубопровод и другие составные части, предусмотренные конструкцией трансформатора и демонтированные на время его транспортирования.

103. После выполнения работ по разгерметизации трансформатора исполнители должны внести в журнал монтажа данные о выполнении следующих проверок:

- изоляционных расстояний, оговоренных технической документацией – фактические расстояния;

- правильность установки цилиндров и вводов - фактические расстояния;

- положения элементов раскрепления активной части;

- состояние избирателя встроенных устройств РПН.

104. Если имели место нарушения требований п.п. 80, 81 и Приложений 7 и 8, с целью оценки изоляции трансформатора в конце разгерметизации производится отбор установленных на активной части образцов изоляции для проверки их влагосодержания.

105. Дополнительная обработка изоляции трансформатора, если это требуется, производится до окончательной заливки трансформатора маслом, руководствуясь соответственно требованиями Приложения 5.

106. После монтажа и подсоединения расширителя к трансформатору необходимо установить требуемый, в зависимости от температуры масла, уровень масла в расширителе.

107. После выполнения работ по монтажу выполнить затяжку крепежных изделий всех уплотняемых разъемов, восстановление поврежденных мест лакокрасочного покрытия (в том числе крепежа) согласно Приложению 6.

108. С каждым трансформатором поставляется комплект запасных частей по нормам изготовителя для монтажа трансформатора и его технического обслуживания в течение гарантийного срока службы. После завершения монтажа неиспользованные запасные части передаются Заказчику по протоколу (акту) с указанием перечня передаваемых изделий и материалов.

109. По завершению монтажа, для возможности перевозки трансформатора на другой объект и проведения ремонтов в процессе дальнейшей эксплуатации, необходимо организовать хранение транспортных заглушек и крепежа (демонтированных с бака, кожухов установок вводов, компонентов системы охлаждения и т.д.)

Глава 10.Заливка и доливка трансформатора маслом

§ 8. Безвакуумная заливка и доливка трансформатора маслом.

101.Безвакуумная заливка и доливка трансформатора маслом производится при монтаже трансформаторов на напряжение 110кВ, если в эксплуатационной документации нет других указаний.

102. .Перед заливкой или доливкой необходимо установить расширитель, газоотводный трубопровод и другие составные части, необходимые для работы трансформатора. На расширителе необходимо смонтировать маслоуказатель и воздухоосушитель.

103. Собрать схему заливки трансформатора и подсоединить маслопровод к запорной арматуре, расположенной в нижней части бака. Для подачи масла в схеме заливки рекомендуется предусматривать маслоочистительные установки. Применяемые маслопроводы должны быть предварительно очищены и промыты маслом.

104. Включить маслонасос (маслоочистительную установку) и подавать масло в трансформатор со скоростью не более 3 тонн в час до достижения требуемого уровня масла в расширителе. Параметры заливаемого масла должны соответствовать требованиям Приложения 1.

Уровень масла в расширителе устанавливается в зависимости от температуры масла в трансформаторе, по имеющимся на указателе уровня контрольным меткам.

§ 9. Заливка (доливка) трансформаторов, оснащенных расширителем с гибкой оболочкой.

105. Установить расширитель на трансформатор со смонтированной в нем гибкой оболочкой в соответствии с требованиями соответствующей инструкции.

106. Предварительно произвести заливку расширителя до уровня 2/3 объема.

107. Произвести заливку (доливку) трансформатора маслом до уровня крышки бака.

108. Собрать схему трубопроводной системы монтажа расширителя согласно чертежу и заполнить трансформатор маслом из расширителя с выпуском воздуха из газового реле. Установить требуемый, в зависимости от температуры масла в трансформаторе, уровень масла в расширителе.

109. Открыть воздухоспускные пробки на баке и составных частях и выпустить оставшийся в замкнутых полостях трансформатора воздух, повторно проверить отсутствие воздуха в баке через 12 часов отстоя масла. Если после выпуска воздуха уровень масла в расширителе понизился ниже требуемого, произвести доливку масла.

110. Если трансформатор не полностью залит маслом, доливка производится через предназначенный для этого патрубок, расположенный в верхней части бака, либо на расширителе. При доливке необходимо руководствоваться п.п.103 и 109.

111. После безвакуумной заливки (доливки) трансформаторов, оснащенных пленочной защитой, необходимо произвести дегазацию масла в баке трансформатора.

112. Отобрать пробу масла из бака трансформатора и произвести проверку его показателей на соответствие требованиям Приложения 1.

§ 10.Вакуумная заливка трансформаторов.

113. Вакуумная заливка и доливка трансформатора маслом производится при монтаже трансформаторов классов напряжения 110кВ (если есть ссылка на вакуумную заливку), баки которых рассчитаны на остаточное давление ниже 665 Па (5 мм рт.ст.) и 220 кВ и выше всех типов и мощностей.

114. Схема вакуумирования трансформаторов с приставными устройствами РПН должна обеспечивать поддержание одинакового давления с обеих сторон переходной плиты во избежание ее повреждения.

Указания по выполнению такой схемы приводятся в инструкциях на монтаж переключающих устройств.

115. Схема вакуумирования трансформаторов с устройствами РПН погружного исполнения должна обеспечивать поддержание одинакового давления в баке трансформатора, в баке контактора, в полости между мембраной контактора и транспортной заглушкой, если это предусмотрено инструкцией на устройство РПН.

§ 11. Сборка схемы вакуумирования.

116. Установить на баке прибор для измерения остаточного давления (вакуумметр).

117. Собрать схему вакуумирования согласно рисунку 1.

Соединить вакуумным трубопроводом (внутренним диаметром не менее 50 мм, выдерживающим полный вакуум) бак трансформатора с вакуум-насосом через запорную арматуру в верхней части бака трансформатора. Между баком трансформатора и вакуум-насосом необходимо установить технологический вакуумный бак согласно рисунку 1.

На крышке бака трансформатора необходимо смонтировать патрубок газового реле с запорной арматурой и другие составные части, для установки которых требуется разгерметизация бака.

118. Проверить герметичность бака трансформатора, для чего включить вакуум-насос, открыть запорную арматуру вакуумного трубопровода и создать в баке остаточное давление не более 665 Па, после чего закрыть запорную арматуру вакуумного трубопровода, остановить вакуум насос и зафиксировать остаточное давление в баке трансформатора. Повторно произвести измерение остаточного давления в баке трансформатора через 1 час нахождения трансформатора в загерметизированном состоянии. Трансформатор считается герметичным, если за это время остаточное давление в нем увеличится не более чем на 665 Па(5мм рт.ст.).

Рисунок 1. Схема вакуумирования и заливки

1 - Бак трансформатора,

2 - запорная арматура,

3 - прибор для измерения остаточного давления,

4 - технологический бак объемом - 0,3 м³,

5 – вакуумнасос,

6- дегазационная установка.

119. Вакуумирование бака перед заливкой масла. Произвести вакуумирование трансформатора при остаточном давлении не более 665 Па в течение не менее 20 часов. Вакуумирование трансформаторов, монтаж которых производился без слива масла ниже уровня прессующих колец, произвести при остаточном давлении не более 665Па (5 мм pт. ст.) в течение не менее 2 часов.

120. Сборка схемы заливки. Собрать схему заливки и подсоединить маслопровод к запорной арматуре для слива масла в нижней части бака. Маслопроводы должны быть масло плотными, предварительно очищены и промыты маслом. В схему заливки также рекомендуется установить герметичные фильтры для очистки масла от механических примесей. Для заливки масла необходимо применять дегазационные установки. Особенности заливки трансформаторов с приставными устройствами РПН приводятся в специальных инструкциях.

§ 12. Заливка маслом.

121. Произвести заливку дегазированным маслом с характеристиками в соответствии с Приложением 1 при остаточном давлении в баке не более 665 Па (5 мм рт.ст.). Заливаемое трансформаторное масло должно быть нагрето до температуры не ниже 318К (45°С). При этом скорость подачи масла не ограничивается.

122. При достижении уровня масла 250-300 мм ниже уровня крышки бака трансформатора, остановить заливку масла, произвести вакуумировку над масляного пространства в течении 12 часов, для заполнения маслом все составные части, свободные пространства, в замкнутых полостях трансформатора и после продолжить закачку масла до требуемых норм.

123. Продолжить заливку трансформатора маслом при остаточном давлении согласно п. 119 до появления масла в маслоуказателе технологического вакуумного бака. Отсоединить вакуумпровод.

Допускается осуществлять контроль процесса доливки по показанию мановакуумметра, фиксирующего давление в баке трансформатора. При этом предохранительные устройства от превышения давления в баке должны быть приведены в рабочее состояние.

124. Собрать схему трубопроводной системы монтажа расширителя согласно чертежу и заполнить трансформатор маслом из расширителя с выпуском воздуха из газового реле. Установить требуемый, в зависимости от температуры масла в трансформаторе, уровень масла в расширителе.

125. Доливка маслом трансформаторов напряжением 110-220 кВ, установка вводов которых производилась без слива масла, производится аналогично требованиям п. 123, 124 с последующей дегазацией масла в баке по замкнутому циклу.

126. Открыть воздухоспускные пробки на баке и составных частях и выпустить оставшийся воздух.

127. Отобрать пробу масла и провести проверку его характеристик на соответствие требованиям Приложения 1.При отборе дегазированного масла необходимо принять меры по исключению контакта отбираемого масла с воздухом. Для обеспечения этого требования рекомендуется применять специальные герметичные маслоотборники, шприцы и т.д.

128. Заливка системы охлаждения производится совместно с баком, если иное не предусмотрено руководством по эксплуатации системы охлаждения.

Глава 11. Испытания и наладка

129. После сборки трансформатор необходимо испытать на маслоплотность.

Испытание трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, производится путем создания внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа (0,1 кгс/см²).

Испытания остальных трансформаторов производится путем создания избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа (0,1 кгс/см²) в надмасляном пространстве расширителя.

Температура масла в баке трансформатора при испытании должна быть для трансформаторов до 110кВ включительно не ниже 283К° (10С°), для остальных 293К° (20С°). Длительность испытаний не менее 3часов.Воздухоосушитель на время испытаний должен быть отсоединен.Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном осмотре отсутствуют течи масла.

При испытании на маслоплотность необходимо одновременно контролировать исправность верхних узлов герметизации высоковольтных вводов.

130. Проверить масло в баке трансформатора на соответствие требованиям Приложения 1, а в баке контактора - на соответствие требованиям инструкции на устройство РПН.

Для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше и для всех блочных трансформаторов собственных нужд до включения под напряжение должен быть проведен хроматографический анализ газов, растворенных в масле.

131. Произвести измерения потерь холостого хода при малом напряжении по схемам, по которым производилось измерение при испытаниях на заводе-изготовителе, частота и величина подведенного напряжения должны соответствовать паспортным.

Измерение потерь холостого хода производится в начале всех испытаний и измерений, до подачи на обмотки трансформатора постоянного тока.

Для трехфазного трансформатора соотношение фазных потерь не должно отличаться от паспортных соотношений более чем на 5%.

Для однофазного трансформатора отличие полученных значений потерь должно быть не более 10% от паспортных.

Отклонения, превышающие указанные, должны быть согласованы с заводом-изготовителем.

132. Проверку устройств РПН и ПБВ следует производить, руководствуясь соответствующими инструкциями.

133. Произвести проверку коэффициента трансформации на всех ступенях переключения. Измеренный коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по номинальным напряжениям. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

134. Произвести измерение сопротивления постоянному току обмоток, указанных в паспорте трансформатора. У трансформаторов с устройствами РПН и ПБВ перед измерением сопротивлений обмоток постоянному току необходимо произвести не менее 3 циклов переключения устройства по всему диапазону. Величины сопротивлений трехфазных трансформаторов, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться друг от друга более чем на 2%. Если в паспорте трансформатора из-за конструктивных особенностей есть запись о расхождении более чем на 2%, то необходимо руководствоваться величиной расхождения, указанной в паспорте. Полученные величины сопротивлений однофазных трансформаторов не должны отличаться более чем на 5% от значений, указанных в паспорте трансформатора.

135. Произвести измерения характеристик изоляции трансформатора (R₆₀ и tgδ).Характеристик изоляции измеряются по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции.

Измерение характеристик изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10С° - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20С° - у трансформаторов напряжением 220-500 кВ.

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции R₆₀, измеренное при монтаже и приведенное к температуре паспортного измерения, должно быть не менее 50% от величины, указанной в паспорте трансформатора.

Полученные значения tgδ изоляции, приведенные к паспортной температуре с учетом влияния tgδ масла, не должны отличаться от паспортных в сторону ухудшения более чем на 50%.

Значения tgδ изоляции, приведенные к паспортной температуре, равные или меньшие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными значениями.

Оценку полученных результатов характеристик изоляции произвести в соответствии с Приложением 9.

136. Выполнить измерение сопротивления короткого замыкания Zk. Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zk измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях. Значение Zk при вводе в эксплуатацию не должно превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора на основном ответвлении более чем на 5%.

Рекомендуется произвести измерение сопротивления короткого замыкания Zk для всех трансформаторов. Измерения Zk производятся с целью получения исходных данных для контроля за состоянием обмоток трансформаторов в процессе эксплуатации после протекания по ним токов короткого замыкания.

137. Произвести измерение сопротивления изоляции активной части относительно бака (при наличии измерительных выводов) мегаомметром на напряжение 2500В. Измеренные значения сопротивления изоляции ярмовых балок должны быть не менее 2 МОм, а сопротивления активной стали не менее 0,5 МОм, если в эксплуатационной документации на трансформатор нет других указаний.

138.Произвести испытания и наладку системы охлаждения в соответствии с руководством по эксплуатации на данную систему.

139. Произвести наладку газовой защиты трансформатора.

Работа газового реле, установленного на трансформаторах с пленочной защитой, проверяется в соответствии с инструкцией на газовое реле. Проверка работоспособности газового реле, устанавливаемого на трансформаторах с пленочной защитой, путем нагнетания в него воздуха запрещается.

Заполнение газового реле маслом производится при медленном открытии запорной арматуры со стороны расширителя. При этом пробка для выпуска газа из газового реле должна быть открыта.

Величина уставки газового реле должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на трансформатор. При отсутствии в эксплуатационной документации указаний, следует принять уставку, соответствующую максимальной чувствительности, исключающую срабатывание реле при пуске и остановке электронасосов системы охлаждения.

140. Произвести испытания изоляции цепей защитной контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе напряжением 1000В 50 Гц в течение 1 минуты, при отсоединенных разъемах термометров манометрических. Испытание изоляции термометров манометрических типа ТКП произвести напряженном 750В 50 Гц в течение 1 минуты.

141. Произвести проверки и испытания контрольно-измерительной аппаратуры, руководствуясь соответствующими инструкциями заводов-изготовителей.

142. Провести проверку встроенных трансформаторов тока, руководствуясь соответствующей инструкцией.

143. Произвести испытания и проверку высоковольтных вводов, оборудованных измерительным выводом, руководствуясь соответствующей инструкцией завода-изготовителя вводов.

144. Перед опробованием трансформатора номинальным напряжением необходимо оформить технический протокол (акт) о монтаже и испытаниях трансформатора, подписанный представителями монтажной организации, эксплуатации, организации, производившей испытания, и шеф-инженером завода-изготовителя (если предусмотрен шефмонтаж).

Глава 12. Опробование и ввод в эксплуатацию

145. Если после последней проверки и измерений характеристик изоляции прошло более 3 месяцев, перед опробованием трансформатора необходимо:

- повторить измерения и проверки по п.п. 130 и 135;

- измерить сопротивление постоянному току обмоток в рабочем положении устройства РПН и ПБВ после не менее трех циклов переключений устройства по всему диапазону;

- произвести хроматографический анализ растворенных газов в масле транс форматора.

146.Проверитьпоказаниявсехтермометровисоответствиеуровня масла в расширителе температуре масла в баке трансформатора.

147. Убедиться в открытии отсечного клапана, запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения и газового реле, отсутствии воздуха в газовом реле. Проверить соответствие указателей положения всех устройств РПН и ПБВ, заземление бака, отсутствие посторонних предметов на трансформаторе и течей масла. Закоротить неиспользуемые вторичные обмотки трансформаторов тока.

148. Проверить подсоединение к линейным вводам и нейтрали разрядником, ограничителей перенапряжений, входящих в систему защиты трансформатора согласно проекту.

Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжения трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) должны быть соединены схеме в звезду или треугольник и защищены вентильными или разрядниками или ограничителями перенапряжений, включенными между вводами каждой фазы землей. Допускается выполнить защиту неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных первыми от магнитопровода, заземлением одной из вершин треугольника или нейтрали звезды.

Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

149. Произвести проверку действия всех предусмотренных защит.

Проверка должна быть оформлена документом.

150. Включение трансформатора под напряжение необходимо производить с защитами, задействованными на отключение. Сигнальные контакты газового реле следует включить на отключение. Включение трансформатора под напряжение производить не ранее чем через 12 часов после заливки (доливки) масла для трансформаторов 110-500кВ.

151. Включить трансформатор с одной из сторон (высшего, среднего или низшего напряжения) на холостом ходу при номинальном напряжении на время не менее 30 минут с тем, чтобы произвести прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. В трансформаторах с системой охлаждения вида Д и ДЦ, для возможности прослушивания трансформатора, допускается включение трансформатора при отключенных вентиляторах.

При включении системы охлаждения необходимо дополнительно руководствоваться эксплуатационной документацией на систему охлаждения и трансформатор.

Произвести несколько включений (3-5 раз) трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстройки защит от бросков намагничивающего тока.

152. При удовлетворительных результатах прослушивания и опробования, защиты перевести в рабочее положение, и трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию. Результаты измерений и опробования необходимо оформить протоколом (актом).

153. Эксплуатация трансформаторов осуществляется согласно указаниям руководства по эксплуатации, входящего в комплект эксплуатационных документов трансформатора.

§ 13. Дополнительные указания в начальный период эксплуатации.

154. У всех трансформаторов, включенных согласно настоящей инструкции, необходимо отбирать пробы масла.

- после включения через 10 дней, 1 месяц, из трансформаторов 500кВ дополнительно через 3 месяца. Далее в соответствии с инструкцией завода-изготовителя на конкретный трансформатор и требованиями объемов и норм испытаний электрооборудования.

Отобранное масло необходимо проверить по п.п. 1-6, таблицы 1 Приложения 1.

При обнаружении признаков ухудшения состояния масла в начальный период эксплуатации следует обратиться за консультацией на завод-изготовитель.

155. Производить хроматографический анализ растворенных газов в масле трансформаторов в следующие сроки:

- через 6 месяцев работы трансформаторов 110 кВ мощностью менее 60 MΔA;

- в течение первых 3 суток, через месяц, 3 месяца, 6 месяцев работы трансформаторов 110 кВ мощностью 60 МВА и более, и всех трансформаторов 220-500 кВ. Далее в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования.

156. После года эксплуатации выполнить подтяжку крепежных изделий всех уплотняемых разъемов.

Приложение 1

Требования к качеству свежих масел, подготовленных

к заливке в новое электрооборудование

§ 1. Требования к трансформаторным маслам

1. Трансформаторное масло, подготовленное для заливки или доливки, должно удовлетворять требованиям таблицы 1.

Таблица 1.

Примечание:

*Если нет других требований в руководстве по эксплуатации на конкретный трансформатор.

** При применении арктического масла АГК значение данного показателя определяется стандартом на марку масла.

*** Допускается определение данного показателя методом Карла Фишера или хроматографическим методом.

**** Если иное не предусмотрено в эксплуатационной документации

***** трансформаторы, заливаемые арктическим маслом (АГК).

2. Каждая партия масла, применяемая для заливки и доливки в трансформаторы, должна иметь сертификат предприятия-поставщика масла, подтверждающий соответствие масла требованиям стандарта.

Масло, имеющееся на месте монтажа, подвергается проверке по таблице1.

Масло, прибывшее с завода-изготовителя трансформаторов, перезаливкой в трансформатор (из транспортных емкостей, или технологической емкости) подвергается проверке по п.п. 1-7 таблицы1.

В процессе и после заливки трансформаторов, оборудованных пленочной защитой, масло должно подвергаться дополнительно проверь газосодержания на соответствие требованиям п. 10 таблицы 1.

3. Рекомендуется перед заливкой произвести хроматографическим анализ растворенных газов в масле на выходе из дегазационной установки.

4. Допускается проведение проверок параметров масла по нормам и методам межгосударственных и национальных стандартов, действующих в стране установки трансформатора.

§ 2. Область применения трансформаторных масел

5. Область применения трансформаторных масел в электротехническом оборудовании приведена в таблице 2.

Таблица 2

Требования документов заводов изготовителей масла, определяющих технические требования к маслам, приведены в стандарте нормы и требования при организации эксплуатации и технического обслуживания оборудования.

6.Трансформаторные масла (товарные и свежие) должны отвечать требованиям, распространяющихся на них нормативных документов.Наиболее предпочтительно применение масел с высокой стабильностью против окисления.

7.Значения основных показателей качества свежих масел, поставляемых на электрические станции и сети, должны удовлетворять к неиспользованным нефтяным электроизоляционным маслам, полученным методом дистилляции и очистки из сырой нефти, предназначенным для использования в трансформаторах, выключателях.

8. Масла различных марок рекомендуется хранить и использовать без смешения, в соответствии о их областью применения.

9. В период гарантийного срока эксплуатации электрооборудования все операции с маслами (долив, замена, ввод присадок и др.) должны быть согласованы с заводом-изготовителем электрооборудования.

10. При необходимости использования новых марок трансформаторных масел, не указанных в таблице 2, порядок их применения и смешения должен быть определен (согласован) заводом-изготовителем маслонаполненного электрооборудования и (или) специализированной экспертной организацией.

§ 3. Порядок смешения масел.

11. Свежие масла, предназначенные для смешения, должны удовлетворять требованиям нормативных документов.

12. Не допускается смешение специальных арктических масел (АГК МВТ, МВ) с другими трансформаторными маслами, а также отечественных и импортных трансформаторных масел разных классов, согласно международной спецификации IEC 60296:2012.

13. Допускается, за исключением случаев, оговоренных в п. 12 настоящего приложения, проводить смешение трансформаторных масел, приведенных в таблице 2, в любых соотношениях.

14. При смешении масел с разной областью применения (см. Таблицу 2), смесь может использоваться только в электрооборудовании низшего класса напряжения.Показатели качества смеси подготовленных масел, предназначенных для заливки в электрооборудование, должны удовлетворять требованиям таблицы.1 Приложения 1 настоящего РД.

Приложение 2

(Рекомендуемое)

Перечень основного технологического оборудования,

приборов, оснастки и материалов, применяемых

при монтаже трансформаторов

Таблица 3.

Оборудование и приборы, применяемые при монтаже

Приложение 3

Испытания вводов 6-35кВ напряжением

промышленной частоты

Рисунок 2. Схема испытания вводов 6-35 кВ

одноминутным напряжением промышленной частоты

1 - шпилька токоведущая

2 - изолятор

3 - технологический бак

4 - масло трансформаторное

5 - пробка для выпуска воздуха

Таблица 4.

Испытательные напряжения вводов

1. Внутренняя часть вводов должна быть полностью заполнена маслом с пробивным напряжением не менее 35 кВ.

2. При заполнении ввода маслом выпустить воздух через воздуховыпускную пробку позиция 5.

Приложение 4

Ревизия трансформаторов с подъемом съемной

части бака или активной части

Глава 1. Требования и условия проведения ревизии

1. Ревизия с подъемом съемной части бака или активной части трансформатора производится при нарушениях, выявленных в процессе хранения, транспортирования и монтажа трансформатора, которые могли привести к повреждениям внутри бака трансформатора. Под ревизией понимается совокупность работ по вскрытию, осмотру, проверке, устранению замеченных неполадок и герметизации трансформатора.

2. Продолжительность и условия проведения ревизии с подъемом съемной части бака или активной части трансформатора должны соответствовать §6 настоящего РД. Особое внимание необходимо уделять предохранению изоляции трансформатора от попадания на нее пыли, посторонних предметов и атмосферных осадков.

Рекомендуется проводить ревизию в закрытых помещениях, где можно создать необходимые условия. При отсутствии закрытого помещения изготовить шатер, закрывающий активную часть сверху и с боков.

Глава 2. Объем и последовательность работ

3. Установить трансформатор по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака по разъему.

4. Демонтировать узлы и детали трансформатора, препятствующие подлому активной части или съемной части бака трансформатора.

5. Во время ревизии цилиндры вводов и экраны с изоляцией из электрокартона, изолирующие трубки вводов хранить в масле или герметичной упаковке.

6. Привести устройства раскрепления активной части в баке в состояние не препятствующее подъему активной части или съемной части бака трансформатора.

7. Снятые приводы и изоляционные валы устройств РПН и ПБВ необходимо пофазно замаркировать. Во время ревизии демонтированные изоляционные валы устройств РПН и ПБВ необходимо хранить в масле или в герметичной упаковке.

8. Проверить крепление отводов. Отводы должны быть отсоединены и подвязаны так, чтобы не мешать подъему активной части или съемной части бака трансформатора.

9. Отсоединить заземление активной части на бак и отводы трансформаторов тока, если они препятствуют подъему активной части или съемной части бака трансформатора.

10. Перед подъемом крышки или съемной части бака трансформатора необходимо освободить элементы крепления устройства РПН к баку и опустить на активную часть, руководствуясь указаниями эксплуатационной документации.

11. Снять крышку и поднять активную часть или снять съемную часть бака. При разбалчивании крышки или съемной части бака необходимо отпускать болты равномерно по всему периметру разъема. Подъем производить в строгом соответствии с указаниями габаритного чертежа трансформатора. При подъеме следить, чтобы зазор между баком и активной часты был по всему периметру равномерный. Подъем с перекосом запрещается.

12. Для трансформаторов с верхним разъемом бака установить активную часть на деревянных подкладках, выложенных горизонтально по уровню. Запрещается производить работы, если активная часть, или съемная часть бака, находится в подвешенном состоянии.

13. Установить временные стеллажи с перилами, обеспечивающими удобную и безопасную работу при ревизии активной части и работах н съемной части бака. При работах на активной части использование в качестве опор отводов, деревянных креплений, обмоток и изоляционных деталей трансформатора не допускается.

14. Проверить затяжку доступных стяжных шпилек и полубандажей ярем, креплений отводов, барьеров, устройств РПН и ПБВ, магнитных шунтов съемной части бака и активной части трансформатора, Ослабления устранить.

15. Проверить силы осевой прессовки обмоток, которые должны со ответствовать значениям, указанным в эксплуатационной документации на данный трансформатор. При необходимости силы осевой прессовки довести до норм. При отсутствии сил прессовки, количества и мест установки гидродомкратов в эксплуатационной документации, их необходимо запросить у завода-изготовителя трансформатора. Проверку осевой прессовки и подпрессовку обмоток трансформаторов мощностью боле 80 MΔA производить с использованием гидродомкратов. Проверку осевой прессовки и подпрессовку обмоток трансформаторов мощностью до 80 MΔA, имеющих винтовое прессующее устройство, допускается производить моментными ключами. Осевую прессовку обмоток производить равномерно по всей окружности. После проверки и подпрессовки необходимо затянуть контргайки элементов прессовки.

16. Проверить затяжку и подтянуть разъемные соединения отводов, затянуть контргайки.

17. Осмотреть изоляцию доступных частей обмоток, отводов, цилиндров, установку вводов и других изоляционных элементов. Замеченные повреждения устранить.

18. Осмотреть состояние доступных контактных соединений устройств РПН.

19. Удалить остатки масла со дна бака. Промыть и очистить доступный внутренние части бака.

20. После выполнения всех указанных работ на активной части необходимо произвести следующие измерения и проверки:

-проверку схемы заземления согласно чертежу;

-измерение сопротивления изоляции всех доступных стяжных шпилек и полубандажей ярем (в том числе вертикальных ярем разветвленных магнитопроводов) относительно активной стали и ярмовых балок;

-измерение сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок;

-измерение сопротивления изоляции ярмовых балок относительно активной стали;

-измерение сопротивления электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода. Одновременно необходимо проверить наличие цепи между заземляющими шинками экрана.

Проверить зазоры, исключающие замыкание, в обход предусмотренной схемы заземления. При обнаружении замыканий между заземленными частями при снятых шинках заземления устранить их путем создания зазора по маслу не менее 8 мм или прокладывания электрокартона толщиной более 3 мм в месте касания. При этом должны быть приняты меры, исключающие продавливание электрокартона. Электрокартонные прокладки надежно закрепить.

Измеренные сопротивления изоляции должны быть не менее 2 МОм, а сопротивления ярмовых балок относительно активной стали не менее 0,5 Мом .Измерения производить мегаомметром на напряжение 2500 В. После проведения указанных измерений необходимо восстановить схему заземления, руководствуясь эксплуатационной документацией.

21. Промыть активную часть струей чистого, сухого горячего трансформаторного масла.

22. Установить активную часть в бак трансформатора с верхним разъемом. Установить на место крышку или съемную часть бака.

23. Привести устройства раскрепления активной части в баке в эксплуатационное состояние.

24. Восстановить заземление активной части на бак, подсоединить отводы трансформаторов тока.

25. Установить вводы и подсоединить к ним отводы. Визуально проверить правильность подсоединения.

26. Произвести оценку состояния изоляции трансформатора, монтаж и заливку маслом, руководствуясь требованиями настоящей инструкции по монтажу и эксплуатации.

27. Результаты ревизии оформить протоколом (актом).

Приложение 5

Дополнительная обработка (сушка, подсушка)

изоляции трансформатора

Глава 1. Дополнительная обработка изоляции

производится в одном из следующих случаев

1. При увлажнении трансформатора в процессе транспортирования. Оценка степени увлажнения производится после транспортирования в соответствии с п. 37.

2. При нарушении условий разгерметизации трансформатора в процессе монтажа (п.п. 80, 81).

3. Если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды.

4. При получении неудовлетворительных результатов измерений характеристик изоляции (п.135). Для выяснения причин снижения характеристик изоляции рекомендуется обратиться на завод-изготовитель в соответствии с таблицей8 Приложения 9.

5. При нарушении сроков хранения трансформатора в транспортном состоянии (п. 44).

6. При этом влагосодержание образцов изоляции толщиной 3 мм не должно превышать 1%.

Глава 2. Выбор метода дополнительной обработки изоляции

7. Подсушка производится при нарушении требований настоящего РД по предохранению изоляции трансформаторов от увлажнения или получения неудовлетворительных результатов измерений и проверок по п.п. 1-6 настоящего приложения. При этом для трансформаторов более 60 MΔA влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм не должно превышать 1%, а срок хранения трансформатора в транспортном положении менее одного года.

8. Сушка производится в одном из следующих случаев:

1) при нарушении требований настоящего РД по предохранению изоляции трансформаторов от увлажнения или получения неудовлетворительных результатов измерений и проверок по п.п. 1 - 6 настоящего приложения, если при этом влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм превышает 1%;

2) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды;

3) при хранении трансформатора в транспортном состоянии более 1 года;

4) если продолжительность разгерметизации трансформатора более чем в два раза превышает нормированные значения.

В случае сомнения по выбору метода обработки изоляции рекомендуется обратиться к заводу-изготовителю трансформатора.

Глава 3. Термовакуумная подсушка изоляции трансформаторов,

баки которых рассчитаны на полный вакуум

9. Подготовить необходимое технологическое оборудование, приборы, за исключением ловушки вымораживания паров, с параметрами в соответствии с Приложением 2. Собрать технологическую схему обработки изоляции согласно рисунку 3.

10. Перед началом обработки необходимо отобрать образцы электрокартона из макета изоляции, установленного внутри трансформатора, и расположить их под крышкой трансформатора в месте, доступном для отбора.

11. Соединить вакуумным трубопроводом бак трансформатора с вакуум-насосом. Вакуумный трубопровод подсоединяется к предусмотренной для этого запорной арматуре в верхней части бака трансформатора. Для вакуумирования трансформаторов необходимо применять вакуумный трубопровод с внутренним диаметром не менее 100 мм, выдерживающий полный вакуум.

12. Соединить вакуумным трубопроводом бак трансформатора с надмасляным пространством контактора встроенного устройства РПН и полостью между мембраной контактора и транспортной заглушкой, если это предусмотрено инструкцией на устройство РПН.

13. Проверить герметичность бака трансформатора, для чего включить вакуум-насос, открыть запорную арматуру вакуумного трубопровода и создать в баке остаточное давление не более 665 Па (5 мм рт.ст.), после чего закрыть запорную арматуру вакуумного трубопровода, остановить вакуум-насос и зафиксировать остаточное давление в баке трансформатора. Повторно произвести измерение остаточного давления в баке трансформатора через 1 ч нахождения трансформатора в загерметизированном состоянии.

Трансформатор считается герметичным, если за это время остаточное давление в нем увеличится не более чем на 665 Па (5 мм рт.ст.).

14. Подготовить и залить трансформаторное масло в трансформатор. Характеристики масла должны соответствовать Приложению 1 (за исключением требования к газосодержанию).

15. Выполнить нагрев трансформатора любым способом до температуры активной части 353 К (80°С) и выдержать его при данной температуре в течение времени, указанного в таблице 5. При отрицательной температуре окружающего воздуха необходимо принять меры к утеплению трансформатора.

Таблица 5.

Минимальное время выдержкипосле нагрева трансформатора

Примечание: в период прогрева необходимо производить постояннуюциркуляцию масла в баке трансформатора.

16. После отключения прогрева слить масло из бака трансформатораза минимально возможное время с одновременным заполнением бакаазотом или сухим воздухом.

17. Произвести вакуумирование трансформатора при остаточномдавлении не более 665 Па в течение не менее 20 часов.

18. Дальнейшие работы произвести в соответствии с § 1 настоящего приложения.

Глава 4. Холодновакуумная подсушка изоляции

трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум

19. Эффективность обработки обеспечивается при температуре изоляции, на протяжении всего процесса, не ниже 293 К (20°С). Если температура изоляции ниже 293 К (20°С), необходимо произвести дополнительный нагрев до температуры, обеспечивающий температуру в конце обработки выше 293 К (20°С).

При отрицательной температуре окружающего воздуха необходимо принять меры к утеплению трансформатора для исключения конденсации влаги внутри трансформатора и составных частей.

19. Подготовить необходимое технологическое оборудование, приборы согласно рисунку 2, с параметрами в соответствии с Приложением 2.

20. Перед началом обработки необходимо отобрать образцы электрокартона из макета изоляции, установленного внутри трансформатора, и расположить их под крышкой трансформатора в месте, доступном для отбора.

Рисунок 3. Схема присоединения оборудования

при вакуумной обработке изоляции трансформатора

1 - трансформатор,

2 - мановакууметр,

3 - запорная арматура,

4 - вакууметр электронный,

5 - вакуумпровод DN 80- DN 100,

6 – вакуумный насос глубокого разрежения с ловушкой вымораживания паров,

7 - вакуумный насос предварительного разряжения,

8 - маслонагреватель,

9 - маслопровод DN 80- DN 100

21. Собрать и загерметизировать трансформатор. Проверить герметичность трансформатора в соответствии с п.п. 11-13 настоящего приложения.

22. Заполнить охладитель ловушки вымораживания паров охлаждающей смесью.

23. Создать в трансформаторе минимально возможное остаточное давление и продолжить вакуумирование трансформатора.

24. В процессе обработки необходимо производить следующие работы :

-добавлять в охладитель установки охлаждающую смесь, поддерживая температуру в нем не выше 203 К (минус 70°С);

-съем конденсата и измерение воды в нем производить в первые сутки через 12 ч, в последующие - один раз в сутки (в одно и то же время);

-одновременно со съемом конденсата необходимо производить проверку герметичности трансформатора.

25. В процессе вакуумирования необходимо производить следующие измерения:

-остаточного давления в трансформаторе - не реже одного раза в час;

-температуры охлаждающей смеси в охладителе не реже одного раза в час, температура охлаждающей смеси должна быть не выше 203 К (минус 70"С);

- температуры активной части по омическому сопротивлению обмотки ВН фазы В - один раз в сутки (в одно и то же время);

- все результаты измерений регистрировать в журнале.

26. Обработку необходимо продолжать до момента, когда:

- выделение воды в охладителе не будет превышать 0,3 литра в сутки на протяжении последних 48 ч;

- остаточное давление в баке трансформатора не будет превышать 26 Па (0,2 мм рт.ст.).

§1. Окончательные работы.

27. Произвести заливку трансформатора маслом до уровня 200 мм от крышки бака в соответствии с требованиями раздела 10 настоящего РД.

28. Создать в надмасляном пространстве атмосферное давление путем заполнения сухим воздухом с точкой росы не выше минус 50°С.

Отобрать образцы электрокартона толщиной 0,5; 1,0; 3,0 мм, определить их влагосодержание. Результаты обработки изоляции считать удовлетворительными, если влагосодержание образцов толщиной 1,0 мм не превышает 1 %.

29. При неудовлетворительных результатах проверки влагосодержания образцов повторить обработку изоляции по принятому техпроцессу.

30. В случае получения удовлетворительных результатов произвести заливку трансформатора в соответствии с требованиями раздела 10 настоящего РД и сочленение с расширителем.

31. Результаты обработки изоляции оформить протоколом (актом).

Глава 5. Сушка изоляции трансформаторов

методом разбрызгивания горячего масла

§ 2. Подготовительные работы.

32. Подготовить необходимое оборудование, приборы и материалы в соответствии с Приложением 2.

33. Подготовить трансформаторное масло в количестве, обеспечивающем заполнение бака трансформатора до уровня верхних полок нижних ярмовых балок. Характеристики масла должны удовлетворят требованиям п.п. 1-6 таблицы 1. Приложения 1.

§ 3. Сборка системы нагрева.

34. Собрать наружный и внутренний контуры системы нагрева. Принципиальная схема подсоединения оборудования и приборов показана на рисунке 4 (для баков рассчитанных на полный вакуум) и рисунке 5 (для баков не рассчитанных на полный вакуум). Монтаж разбрызгивателей выполнить над активной частью так, чтобы активная часть и бак контактора (при наличии) омывались равномерно. Общая длина разбрызгивателей определяется исходя из размеров активной части. Рекомендуемая конструкция разбрызгивателей и коллектора изображена на рисунке 6. Общая площадь сечения отверстий каждой ветви должна быть не более площади сечения подводящих патрубков. После сверления разбрызгиватели должны быть очищены от заусениц, а также промыты сухим трансформаторным маслом. Местом установки коллектора для подсоединения разбрызгивателей может быть: патрубок установки предохранительного клапана, фланец смотрового люка и другие.

35. Установить термопары на активную часть: один в канале верхнего ярма магнитопровода (над стержнем фазы “В” в трехфазном трансформаторе, над главным стержнем в однофазном трансформаторе), второй - в наружной обшивке обмоток, третий - в канал наружной обмотки (в нижней части) фазы “В” (или главного стержня).

36. Компоновку наружного контура системы нагрева выполнить сминимальной длиной маслопровода.

37. Вакуумпровод должен быть не менее: DN 100 для трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум, DN 50 для трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум.

38. На маслопроводе, выходящем из бака трансформатора, должно быть гнездо установки термометра для контроля температуры масла.

39. Электронасосы циркуляции масла в системе нагрева и фильтрации масла должны быть установлены так, чтобы на входе насосов пыл обеспечен “подпор” масла не менее 0,5 м.

40. Заполнить наружный контур системы нагрева технологическим маслом, заглушить маслопровод со стороны коллектора, проверить на маслоплотность созданием давления 0,25 МПа в течение 15 минут.

41. Подсоединить внешний контур к баку трансформатора.

42. При отрицательных температурах окружающего воздуха рекомендуется устанавливать печи донного подогрева таким образом, чтобы расстояние между поверхностью печи и дном бака трансформатора было около 200 мм.

43. Залить трансформатор маслом до уровня верхних полок нижних ярмовых балок.

44. Опробовать работу системы нагрева: направление вращения электронacocoв, работа маслонагревателя, приборов контроля и защит. Рекомендуется визуально через открытый люк проверить работу разбрызгивателей.

45. Перед герметизацией бака отобрать образцы электрокартона.

§ 4. Сборка системы вакуумирования.

46. Собрать систему вакуумировки согласно рисунка 4 (для баков рассчитанных на полный вакуум) или рисунка 5 (для баков не рассчитанных на полный вакуум). При наличии устройств РПН соединить вакуумным трубопроводом бак трансформатора с надмасляным пространством контрактора и полостью между мембраной и транспортной заглушкой, если это предусмотрено инструкцией на устройство РПН. Схема вакуумирования трансформаторов с приставными РПН должна обеспечивать поддержание одинакового давления с обеих сторон переходной плиты.

47. Проверить систему вакуумировки на герметичность созданием, избыточного давления 0,25 МПА воздуха и ультразвуковым течеискателем или смачиванием сварных швов и уплотнений мыльным раствором.

§ 5. Проверка герметичности бака, рассчитанного на полный вакуум.

48. Включить вакуумную установку и создать в баке трансформатора остаточное давление не выше 665 Па.

49. Отключить вакуумную установку и проверить герметичность бака трансформатора. Трансформатор считается герметичным, если увеличение остаточного давления в баке за 1 час не превышает 665 Па. При наличии неплотностей - устранить их и повторить проверку.

§ 6. Проверка герметичности бака, не рассчитанного на полный вакуум.

Проверить герметичность бака трансформатора созданием избыточного давления 25 кПа воздуха. Трансформатор считается герметичным, если уменьшение давления в баке за 3 часа не превышает 2 кПа при неизменной температуре. При наличии неплотностей - устранить их и повторить проверку.

§ 7. Теплоизоляция трансформатора.

Выполнить теплоизоляцию трансформатора двумя слоями:

- внутренний слой из теплоизоляционного материала на основе стекловолокна (или аналогичного);

- наружный слой из негорючего материала (включая поддонное пространство).

Для исключения намокания теплоизоляции от атмосферных осадков рекомендуется укрыть трансформатор сверху непромокаемым материалом.

§ 8. Нагрев активной части.

50. Нагрев активной части трансформатора, бак которого рассчитан на полный вакуум.

51. Создать в баке трансформатора остаточное давление 60 - 70 кПа.

52. Включить насос циркуляции масла в системе нагрева, включить маслонагреватель.

53. Выполнить нагрев активной части при остаточном давлении 60-70 кПа до температуры магнитопровода 353-358 К (80-85°С), обмоток - 358-363 К (85-90°С, измеренной по сопротивлению обмоток постоянному току). Температура масла на выходе из маслонагревателя 363-368 К (90-95°С).

54. При достижении температуры согласно п. 5.6.1.3 выдержать трансформатор при этой температуре в течение 48 часов.

55. Нагрев активной части трансформатора, бак которого не рассчитан на полный вакуум.

56. Создать в баке трансформатора остаточное давление на которое рассчитан бак трансформатора.

57. Включить насос циркуляции масла в системе нагрева, включить маслонагреватель.

58. Выполнить нагрев активной части до температуры магнитопровода 353-358 К (80-85°С), обмоток 358-363 К (85-90°С, по измерению сопротивления обмоток постоянному току). Температура масла на выходе из маслонагревателя 363-368 К (90-95°С).

59. При температуре, достигнутой согласно п. 53,выдержать трансформатор в течение 48 ч.

60. В первые часы нагрева проверить эффективность работы системы нагрева. Критерии оценки: подъем температуры масла на выходе из маслонагревателя за 1 час 278-283 К (5-10°С), разница температур масла на входе и выходе из трансформатора не более 5°С.

61. В процессе нагрева производить измерения и проверки, с занесением результатов в журнал:

- температура магнитопровода по термопаре - каждый час;

- температура изоляции по термопаре - каждый час;

-температура обмоток: по термопаре - каждый час, по сопротивлению обмоток постоянному току - через 12 часов;

-температура технологического масла на входе и выходе из трансформатора - через каждый час;

-остаточное давление в баке трансформатора - через каждый час;

-характеристики проб технологического масла: tgδ, Unp., влагосодержание - один раз в сутки.

§ 9. Обработка изоляции.

62. Обработка изоляции трансформатора, бак которого рассчитан на полный вакуум.

63. Обработка изоляции производится повторяющимися циклами:

-нагрев изоляции разбрызгиванием горячего масла до достижения температуры согласно требованиям п. 50 (во втором и последующих циклах без выдержки времени 48 ч);

-вакуумная обработка изоляции при отключенной циркуляции при минимально возможном остаточном давлении.

64. Загрузку хладагента в ловушку вымораживания паров производить перед началом вакуумирования в каждом цикле. В процессе вакуумирования поддерживать температуру хладагента в ловушке не выше 203 К (минус 70°С).

65. Вакуумирование активной части производить, до снижения температуры активной части, определяемой по сопротивлению обмоток постоянному току, до значения 343 -348 К (плюс 70 7б"С.

Рисунок4. Схема присоединения оборудования при сушке изоляции трансформатора, бак которого рассчитан на полный вакуум

1 - вакуумная установка «Иней»;

2 - мановакуумметр механический;

3 -прибор контроля остаточного давления электронный;

4 - разбрызгиватели;

5 - утепление бака;

6 - установка “Суховей”;

7 - маслонагреватель;

8 - маслонасос;

9 - маслопровод;

10 - маслопровод;

11 - фильтр тонкой очистки;

12 - коллектор;

13 - форвакуумный насос.

66. Продолжительности фаз нагрева и вакуумирования во втором и последующих циклах ориентировочно равные, но могут несколько отличаться. Корректировку продолжительности фаз нагрева и вакуумировки производить в зависимости от реального температурного режима.

67. Обработка изоляции трансформатора, бак которого не рассчитан на полный вакуум.

68. Обработка изоляции производится повторяющимися циклами:

- нагрев изоляции разбрызгиванием горячего масла до достижения температуры согласно требованиям п. 50 (во втором и последующих циклах без выдержки времени 48 часов);

- циркуляция паровоздушной среды при минимально допустимом для бака трансформатора остаточном давлении путем одновременного вакуумирования бака и подачи сухого воздуха.

69. Загрузку хладагента в ловушку вымораживания паров производить перед началом циркуляции паровоздушной среды в каждом цикле. В процессе циркуляции паровоздушной среды поддерживать температуру хладагента в ловушке не выше 203 К (минус 70°С).

Рисунок 5. Схема присоединения оборудования при сушке

трансформатора, бак которого не рассчитан на полный вакуум