Ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Ввод — силовой трансформатор

Вводы силовых трансформаторов представляют собой армированные проходные конструкции из фарфора, обеспечивающие изоляцию выводимых из бака концов обмотки и присоединение их к различным элементам электроустановки. Они отличаются большим разнообразием форм и размеров, зависящих от класса напряжения, мощности, места установки трансформатора, а также от ряда предъявляемых к ним требований. [1]

Вводы силовых трансформаторов служат для изоляции выводимых из бака концов обмотки и присоединения их к различным элементам электроустановки. Они отличаются большим разнообразием форм и размеров, зависящих от напряжения, мощности, места установки трансформатора, а также от предъявляемых к нему требований. [2]

Вводы силовых трансформаторов служат для изоляции выводимых из бака концов обмотки и присоединения их к различным элементам электроустановки. Вводы отличаются большим разнообразием форм и размеров, зависящих от напряжения, мощности, места установки трансформатора, а также от предъявляемых к нему требований. [4]

Вводы силовых трансформаторов служат для изоляции выводимых из бака концов обмотки и присоединения их к различным элементам электроустановки. Вводы отличаются большим разнообразием форм, конструкций и размеров, зависящих от напряжения, мощности и места установки ( наружной или внутренней) трансформатора. Изолирующим элементом ввода служит фарфоровый изолятор. Изолятор ввода трансформатора внутренней установки имеет гладкую или мелкоребристую поверхность, а ввод трансформатора наружной установки — большие ребра зонтообразной формы, что намного увеличивает разрядные расстояния и даже при сильном дожде и большом загрязнении изолятора позволяет избежать разрядов по его поверхности. [5]

Вводы силовых трансформаторов представляют собой армированные проходные конструкции из фарфора, обеспечивающие изоляцию выводимых из баков концов обмоток. [6]

На вводе силового трансформатора в PEN проводнике установлены трансформаторы тока. [8]

Как монтируют вводы силовых трансформаторов . [9]

Ранее часто применялись вводы силовых трансформаторов . В связи с постепенным усовершенствованием конструкций трансформаторов напряжения и уменьшения их размеров для них были разработаны специальные малогабаритные вводы. [11]

Где обычно располагают вводы силовых трансформаторов . [12]

РУ со стороны вводов силовых трансформаторов — левая шина фаза ( А) — желтая, средняя ( В) — зеленая, правая ( С) — красная. [13]

Особенность проверки однополярных зажимов ТТ, устанавливаемых во вводы силовых трансформаторов , определяется их конструкцией — они поставляются в стационарном корпусе, заполненном маслом, в котором и монтируются. При проверке вскрывается, как правило, только верхняя крышка, поэтому роль первичной обмотки играет токоведущий стержень, который опускают в окно ТТ и касаются им дна корпуса ( в верхней части стержень от корпуса изолируют), при проверке плюс источника GB подключают к стержню, минус — к корпусу ТТ. [14]

В комплекс показателей, учитываемых при решении вопроса о возможности ввода силового трансформатора в эксплуатацию без сушки, входит также величина вла-госодержания контрольных образцов твердой изоляции, закладываемых на заводе в силовые трансформаторы мощностью более 80 мВ — а. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь, изоляции обмоток силового трансформатора без масла обычно производится при напряжении не более 220 В. Наряду с измерениями на активной части трансформатора производится оценка состояния масла, предназначенного для заливки в трансформатор, и определяется отсутствие загрязненности маслопровода, проложенного от цистерн маслохранилища к баку трансформатора. Для оценки качества маслопровода обычно сравнивают между собой результаты химического анализа проб масла и его тангенса угла диэлектрических потерь, взятых из цистерны маслохранилища и ближайшего к баку трансформатора конца маслопровода. Практическое совпадение результатов измерения указывает на хорошее качество выполнения маслопровода. [15]

Эксплуатация трансформаторов

Смонтированные электроустановки до приемки в эксплуатацию должны быть приняты заказчиком от подрядной организации по акту.
Для сдачи трансформатора в эксплуатацию монтажная организация оформляет следующую документацию:

  1. Комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой выполнялся монтаж.
  2. Акт приемки фундамента под монтаж.
  3. Протокол сушки трансформатора (если таковая производилась).
  4. Протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы охлаждения ДЦ, Ц).
  5. Протокол испытания давлением столба масла на герметичность полностью смонтированного трансформатора.

Монтажная организация совместно с наладочной представляют:

  1. Акт приемки в монтаж силового трансформатора.
  2. Протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части или протокол ревизии трансформатора (если таковая производилась).
  3. Протоколы измерений характеристики изоляции.
  1. Протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла.
  2. Протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, реле типа RS-1000 (для переключающего устройства типа РС-3), термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов.

Наладочная организация обеспечивает наличие протоколов испытаний трансформатора и защитных устройств.
Перед приемосдаточными и пусконаладочными испытаниями проверяют выполнение ПУЭ, СНиП, государственных стандартов, включая стандарты безопасности труда, правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности.
Включение трансформаторов 110 кВ под напряжение должны проводить не раньше чем через 12 ч после последней доливки масла. Максимально-токовую защиту устанавливают на срабатывание без замедления, а газовую защиту — на отключение высоковольтного выключателя. Перед включением трансформатора проводят тщательный его осмотр.
Включение трансформатора производят толчком на номинальное напряжение на время 30 мин для прослушивания трансформатора и наблюдения за его состоянием. При нормальной работе трансформатора должен быть умеренный, равномерный звук, без резкого гудения или повышенного местного шума и треска внутри трансформатора.
Трансформатор отключают в случае:

  1. сильного (или неравномерного) шума или потрескивания внутри трансформатора;
  2. ненормально возрастающей температуры масла;
  3. выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;
  4. течи масла, вызывающей резкое снижение уровня масла в расширителе;
  5. при других явных признаках нарушения нормального состояния трансформатора.

После снятия напряжения изменяют уставку максимальной защиты; сигнальные к я ггакты газовой защиты переключают на сигнал и несколько раз включают и отключают трансформатор толчком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки защиты от бросков намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.
Работы по техническому обслуживанию (ТО) силовых трансформаторов включают в себя их осмотры, которые проводятся на тяговых подстанциях с оперативно-ремонтным персоналом ежедневно, а начальником тяговой подстанции — один раз в 15 дней в ночное время (проверка коронирования, разряда, нагрева токоведущих частей). Внеочередные осмотры понизительных и преобразовательных трансформаторов, а также трансформаторов собственных нужд производят после неблагоприятных погодных воздействий, при работе газовой защиты нa сигнал, а также при отключении трансформатора газовой или дифференциальной защитой. На тяговых подстанциях, не имеющих постоянного оперативно-ремонтного персонала, осмотры проводятся в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже одного раза в месяц.
При осмотре трансформаторов проверяют:

  1. режим работы, нагрузку по отношению к номинальной мощности трансформатора;
  2. уровень масла во вводах (давление — в герметичных вводах) и в расширителе и соответствие его показанию термометра;
  3. соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму;
  4. состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в местах уплотнения; вводов (отсутствие следов разрядов, трещин, сколов, загрязнений); ошиновки, кабелей (отсутствие нагрева контактных соединений); маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, голубой цвет контрольного силикагеля; маслосборных и маслоохлавдающих устройств;
  5. исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; рабочего и защитного заземления;
  6. соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;
  7. отсутствие постороннего неравномерного шума и потрескиваний внутри трансформатора;
  8. целостность мембраны выхлопной трубы;
  9. целостность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной установки;
  10. работу обдува в летнее время и обогрева РПН—в зимнее.

В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам.
Во время осмотров не допускается выполнения каких-либо работ. Осмотры трансформаторов можно проводить как под напряжением, так и в отключенном состоянии одновременно с их ремонтом.
Межремонтные испытания и измерения — это профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт.
При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, проводятся:

  1. измерения сопротивления изоляции R60 всех обмоток и определяется отношение R60/R 15;
  2. измерения тангенса угла диэлектрических потерь tg δ;
  3. измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях;
  4. проверка окраски индикаторного силикагеля;
  5. испытания трансформаторного масла из бака трансформатора и из баков контакторов РПН;
  6. испытания вводов масляных трансформаторов;
  7. испытания встроенных трансформаторов тока.

О порядке проведения испытаний, необходимых приборах и инструментах подробно рассказывается выше, где также приводятся данные для сравнения результатов испытаний.
Конкретные сроки испытаний и измерений параметров трансформаторов определяет ответственный за электрохозяйство на основе «Правил эксплуатации электроустановок потребителей», ведомственной системы ППР в соответствии с заводскими инструкциями в зависимости от местных условий и состояния трансформаторов.
При работе трансформаторов возникают потери энергии, превращающиеся в конечном счете в тепло. Тепловая энергия повышает температуру обмоток, активной стали, контактных соединений и других конструктивных деталей. Нагревание оборудования ограничивает его мощность и является главной причиной старения изоляции. Если температура нагрева выдерживается в пределах, соответствующих данному классу изоляции, то обеспечивается нормальный срок службы оборудования, исчисляемый 15—20 годами. Форсированные режимы сокращают нормальные сроки, и наоборот, систематические недогрузки приводят к недоиспользованию материалов: оборудование морально стареет и необходимость в его замене возникает раньше, чем износится изоляция.
Номинальным режимом работы трансформаторов считается режим, для которого они предназначены заводом-изготовителем (эти параметры указываются в паспорте).
При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если в заводских инструкциях не оговорены иные температуры): у трансформаторов с системой охлаждения дц — 75 °С, с системами охлаждения МиД—95°С;у трансформаторов с системой охлаждения Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.
Срок естественного износа трансформатора равен примерно 20 годам. Этот срок службы определяется старением изоляции обмоток: бумаги, тканей и других материалов, не выдерживающих длительного воздействия повышенных температур, достигающих в отдельных точках обмоток 110—115 °С.
В эксплуатации трансформаторы работают с переменной нагрузкой. Нагрузка меняется в зависимости от времени суток, и если максимум изменяющейся нагрузки равен или меньше номинальной мощности трансформатора, температура его обмоток колеблется от некоторой допустимой величины в сторону меньших значений, вследствие чего износ изоляции уменьшается. Недоиспользованные возможности работы изоляции трансформатора без ущерба для нормального срока службы могут быть использованы в эксплуатации путем повышения нагрузки выше номинальной. Допускаются продолжительные перегрузки масляных и трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком током, на 5 % превышающим номинальный ток ответвления, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинальное. Допускаются также систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.
В аварийных режимах трансформаторы могут кратковременно перегружаться независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры окружающей среды на 30; 45; 60; 75 и 100 % при длительности перегрузки соответственно 120; 80; 45; 20 и 10 мин.
Параллельная работа трансформаторов с распределением нагрузки между ними пропорционально номинальным мощностям возможна при равенстве первичных и вторичных напряжений, равенстве напряжений КЗ и тождественности групп соединения обмоток. На подстанциях экономически целесообразно иметь на параллельной работе такое число трансформаторов, при котором КПД каждого из них приближается к максимальному значению. На покрытие потерь от передачи реактивной мощности затрачивается активная мощность. Поэтому при определении наиболее выгодного по потерям числа параллельно включенных трансформаторов реактивные потери переходят в активные путем умножения их на экономический эквивалент Кэ. Он показывает потери активной мощности, кВт, связанные с производством и распределением 1 квар реактивной мощности. В зависимости от напряжения первичной обмотки и назначения трансформатора Кэ = 0,02 – 0,12.
Для расчета числа одновременно включенных трансформаторов одинаковой конструкции и мощности используют выражения:

При срабатывании газовой защиты персонал должен учитывать ее особенности и действовать оперативно и грамотно.
Газовое реле находится ниже уровня масла в расширителе, поэтому оно нормально заполнено маслом. При медленном н
акоплении газа в верхней части реле газовая защита срабатывает на сигнал; на отключение трансформатора она срабатывает при внутренних повреждениях, сопровождающихся бурным выделением газов и быстрым (толчкообразным) перемещением масла из бака в расширитель.
Во всех случаях срабатывания газовой защиты (на сигнал или отключение) производится осмотр трансформатора и газового реле. При этом проверяют уровень масла в расширителе, отсутствие течей, целостность мембраны выхлопной трубы. Через смотровое окно определяют наличие в корпусе реле газа, его окраску, объем и отбирают пробу газа для химического анализа, для чего используют переносные газоанализаторы, аспираторы различных конструкций, резиновые отсасывающие баллоны, металлические газосборники и другие устройства. Очень важно, чтобы при пользовании имеющимися на подстанции приборами персонал был заранее обучен приемам отбора проб, так как при неправильном отборе результаты анализа могут быть ошибочными.
По объему газа в реле судят о степени повреждения, а по составу газа — о его характере и источнике выделения: разложение масла или твердой изоляции, так как сильные перегревы тех или иных изоляционных материалов вызывают выделение газа вполне определенного состава. Например, присутствие в смеси газов большого количества окиси и двуокиси углерода свидетельствует о разложении твердой изоляции.
Предварительная оценка состояния трансформатора производится на основании проверки цвета и горючести газа. Бело-серый цвет газа свидетельствует о повреждении бумаги и картона, желтый — дерева, темно-синий или черный — масла. Горючесть газа является признаком повреждения внутри трансформатора. К ее определению приступают лишь после отбора пробы газа на химический анализ. Если газ, отобранный на пробу из краника реле, загорается от поднесенной спички, трансформатор не может оставаться в работе или включаться в нее (после автоматического отключения) без испытаний и внутреннего осмотра. Если в газовом реле будет обнаружен воздух (негорючий газ без цвета и запаха), то его следует выпустить из реле. В этом случае при отсутствии внешних признаков повреждений и несрабатывания (дифференциальной защиты) трансформатор может быть включен в работу без внутреннего осмотра.
На практике отмечены случаи ложного срабатывания газовой защиты на отключение трансформатора, вызванные неисправностью цепей вторичных соединений защиты, а также прохождением сквозных токов КЗ, когда электродинамическое взаимодействие между витками обмоток передавалось маслу; толчком масла в момент соединения двух объемов, давления в которых различны. Например, газовая защита срабатывала во время открытия крана на линии, соединяющей расширитель трансформатора с эластичным резервуаром, после очередной подпитки его азотом. Характерным для всех этих случаев было отсутствие газа в реле. Оно оставалось заполненным маслом, поскольку никаких выделений газа в трансформаторе не происходило. Такие срабатывания защиты принято классифицировать как ложные. В этих случаях после установления причины отключения трансформаторы включают в работу, а неисправную газовую защиту ремонтируют.

Опробование и ввод трансформатора в эксплуатацию

Если посте проведенных испытаний трансформатора прошло более трех месяцев, то перед ею опробованием необходимо провести проверку характеристик масла и изоляции трансформатора, а также измерить сопротивление обмоток постоянному току, предварительно произведя три цикла переключения переключателя. Для трансформаторов мощностью 100 MB • А и более следует произвести хроматографический анализ растворенных в масле газов.
Перед опробованием трансформатора необходимо проверить показания всех термометров и соответствие уровня масла в расширителе — температуре масла.
Необходимо проверить, чтобы отсечной клапан, запорная арматура системы охлаждения и газового реле находились в открытом положении. В газовом реле не должно быть воздуха. Следует проверить соответствие указателей положения переключателей, а также заземление бака. Неиспользуемые вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть закорочены.
Далее проверяется подключение вентильных разрядников (ограничителей перенапряжений) к линейным вводам и нейтрали, в соответствии с проектной документацией. Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжения трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) должны быть соединены в звезду или в треугольник и защищены разрядниками, подключенными между вводом каждой фазы и землей.
Неиспользуемые обмотки низшего напряжения, расположенные первыми от магнитопровода, допускается защищать заземлением одной из вершин треугольника или нейтрали звезды.
Неиспользуемые обмотки однофазных трехобмоточных автотрансформаторов, предназначенных для работы в трехфазной группе в схеме треугольника, допускается не собирать в треугольник. При этом один конец фазы этой обмотки должен быть заземлен, а второй конец защищен вентильным разрядником. Допускается не защищать неиспользуемые обмотки разрядниками, если они постоянно подсоединены к кабелю длиной не менее 30 м, имеющему заземленную оболочку или броню.

Далее производится проверка всех предусмотренных защит.
Включение трансформатора под напряжение необходимо проводить с защитами, в том числе сигнальными, задействованными на отключение. Включения можно производить не ранее, чем через 12 часов после последней доливки маслом для трансформаторов 110—500 кВ и не ранее 20 часов для — трансформаторов 750 кВ.
Трансформатор включается с одной из сторон на номинальное напряжение, на время не менее 30 мин для прослушивания и наблюдения за состоянием трансформатора. При этом для лучшего прослушивания допускается не включать насосы и вентиляторы системы охлаждения.
Производиться несколько включений на номинальное напряжение для отработки защит от бросков намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах опробования, защиты переводят в рабочее состояние, и трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию. После включения в эксплуатацию следует проводить периодическое наблюдение за его работой. При этом могут выявляться скрытые неисправности трансформатора и недостатки его монтажа. Прежде всего, следует обратить внимание на температуру верхних слоев масла и на отсутствие течей. Ненормальное повышение температуры может свидетельствовать о наличии дефектов в трансформаторе, о наличии застойных зон и пр.
После включения в эксплуатацию производиться отбор проб масла для проверки его состояния в следующие сроки:
• Для трансформаторов до 220 кВ — через 12 дней после включения, через 1 месяц, и далее согласно с инструкцией завода изготовителя;
• Для трансформаторов 330—750 кВ — через 10 дней после включения, через 1 месяц, 3 месяца и далее согласно с инструкцией завода изготовителя;
Масло проверяется по пп. 1—6, 10, таблицы, Приложения и дополнительно по п. 11 для трансформаторов, имеющих пленочную защиту.
Рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных в масле газов в начальный период эксплуатации в следующие сроки:
• Через 6 месяцев работы трансформаторов 110 кВ мощностью менее 60 MB-А.
• В течение первых трех суток, через месяц, 3 месяца, 6 месяцев работы трансформаторов 110 кВ мощностью 60 MB • А и более и всех трансформаторов 220—500 кВ.
• В течение первых трех суток, через 2 недели, 1 месяц, 3 месяца, 6 месяцев работы трансформаторов 750 кВ, и далее не реже 1 раза в 6 месяцев.
Для трансформаторов с пленочной защитой следует обратить внимание на исправность пленки (отсутствие масла в эластичном мешке и содержание воздуха в масле — не более 1 %).
Насосы и вентиляторы системы охлаждения не должны иметь вибраций и биений.

Инструкция по эксплуатации силовых трансформаторов

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

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

2. КОНСТРУКЦИЯ.

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

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

2.3. Во всех трансформаторах предусматривается возможность изменения коэффициента трансформации в пределах ±5% напряжения, указанного в паспорте. Это необходимо для поддержания номинального напряжения на выводах низшей стороны трансформатора при колебаниях напряжения в в/в сети, от которой подводится питание к первичной его обмотке.
2.4.Обмотка высшего напряжения для этой цели имеет два ответвления: одно из них — отключающее некоторое количество витков, второе — добавляющее соответствующее количество витков.
2.5. Переключение с одной ступени на другую производится поворотом рукоятки переключателя, к контактным стержням которого присоединяют ответвления от обмотки. Рукоятка переключателя помещена на крышке трансформатора.
2.6. Переключать можно только после полного двустороннего отключения трансформатора от сети.
2.7. Для изменения изоляции обмоток, а также улучшения условий отвода тепла от обмоток и стали магнитопровода выемная часть силовых трансформаторов устанавливается в герметически закрывающемся стальном баке или кожухе доверху наполненном сухим, очищенным от механических примесей трансформаторным маслом.
2.8. В целях лучшей отдачи тепла окружающему воздуху в бак трансформатора для увеличения поверхности охлаждения вваривают изогнутые трубы, по которым циркулирует масло.
2.9. Кожух трансформатора должен быть постоянно заполнен трансформаторным маслом. Масло, как и всякое физическое тело, при нагревании расширяется. Поэтому трансформаторы, кроме самых малых (до 50 кВа) снабжают расширителями, т.е. дополнительными бачками, соединенными трубкой с баком трансформатора. Их устанав­ливают на крышке трансформатора.
2.10. Масло заливают в трансформатор до определенного уровня в расширителе. Для контроля уровня масла на торцевой стенке расширителя устанавливаются маслоуказатель, возле которого четко наносятся три контрольные черты, соответствующие значениям температуры масла -45, +15, +40 С или -35,+15,+35 С.

З. ВНЕШНИЙ ОСМОТР.

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

4. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ.

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

5. 3АМЕР НАГРУЗОК И НАПРЯЖЕНИЙ.

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

6. РАСКОНСЕРВАЦИЯ И КОНСЕРВАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Расконсервация трансформаторов производится в следующем порядке:

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

Консервация трансформатора производится в следующем порядке:

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

7. ПОРЯДОК ХРАНЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

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

Приемка трансформаторов в эксплуатацию;

При сдаче трансформатора в эксплуатацию оформляют:

1. Комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой выполняется монтаж.

2. Акт приемки фундамента трансформатора под монтаж.

3. Акт приемки в монтаж силового трансформатора.

4. Протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части.

5. Протокол ревизии трансформатора (если таковая произво­дилась).

6. Протоколы измерений характеристик изоляции.

7. Протокол сушки трансформатора (если таковая производи­лась).

8. Протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы охлаждения ДЦ, Ц).

9. Протокол анализа физико-химических свойств трансформа­торного масла.

10. Протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уров­ня масла, реле К8-1000 (переключающего устройства типа РС-3), термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измери­тельных приборов.

11. Протоколы испытаний трансформатора и защитных устройств.

12. Протокол испытания на герметичность давлением столба масла полностью смонтированного трансформатора.

Оформление указанной документации обеспечивают:

— монтажная организация (п. 1, 2, 7, 8, 12);

— наладочная организация (п. 11);

— монтажная и наладочная организации (п. 3. 6);

— предприятие-заказчик (п. 9 и 10).

Включение трансформаторов. Включение трансформатора на 110 кВ под напряжение допускается не ранее чем через 12 ч после последней доливки масла. На время пробного включения транс­форматора максимальную защиту устанавливают с нулевой вы­держкой времени, сигнальные контакты газовой защиты пересо­единяют на отключение выключателя.

До пробного включения трансформатора проверяют:

— уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;

— состояние изоляторов (отсутствие повреждений, грязи, краски);

— отсутствие посторонних предметов на трансформаторе;

— открыты ли радиаторные краны, кран маслопровода, газового реле, а также задвижки (верхняя и нижняя) систем охлаждения ДЦ и Ц;

— отсутствие воздуха в трансформаторе (отвинчиванием пробок на вводах, люках и других частях), а также в газовом реле;

— отсутствие течи масла;

— правильность положения указателей на всех переключателях на­пряжения, а в трансформаторах с РПН — схему управления при­водом переключающего устройства;

— соблюдение всех требований техники безопасности. Включение трансформатора производят толчком на номиналь­ное напряжение не менее чем на 30 мин, при этом его прослуши­вают и наблюдают за состоянием.

Нормальная работа трансформатора сопровождается умерен­ным, равномерным звуком, без резкого гудения или повышенно­го местного шума и треска внутри него.

Трансформатор отключают в следующих случаях: сильном (или неравномерном) шуме или потрескивании внутри него; ненор­мально возрастающей температуре масла; выбросе масла из рас­ширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы; течи масла, вызывающей резкое снижение его уровня в расширителе, и при других явных признаках нарушения нормального состояния.

После снятия напряжения изменяют уставку максимальной защиты и сигнальные контакты газовой защиты на сигнал, после чего несколько раз включают и отключают трансформатор толч­ком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от бросков намагничивающего тока.

При удовлетворительных результатах пробного включения транс­форматор ставится под нагрузку и принимается в эксплуатацию.

Сухие трансформаторы хранят в закрытом, сухом, проветрива­емом помещении при температуре не ниже 5 °С и относительной влажности воздуха не более 80 %.

При проверке состояния сухого трансформатора и подготовке его к включению необходимо:

— произвести внешний осмотр, снять консервирующую смазку, тщательно продуть трансформатор чистым воздухом и протереть, обратив особое внимание на чистоту изоляторов;

— мегаомметром на напряжение 1000В проверить изоляцию стя­жек или шпилек, прессующих магнитопровод, и стальных колец, прессующих обмотки, и убедиться в отсутствии замыканий их с магнитопроводом трансформатора;

— измерить сопротивление обмоток постоянному току на всех ответвлениях. Сопротивления аналогичных ответвлений разных фаз не должны отличаться друг от друга более чем на 2 % (если нет специальных указаний в паспорте трансформатора);

— проверить коэффициент трансформации на всех ответвлениях обмоток;

— измерить сопротивление изоляции каждой обмотки трансфор­матора относительно других обмоток, соединенных с его зазем­ленным корпусом.

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при темпе­ратуре 20. 30°С должно соответствовать нормам или быть не более чем на 30 % меньше значений заводского протокола.

Сопротивление изоляции следует измерять мегомметром на напряжение 2500В; для трансформаторов напряжением 10 кВ и ниже допускается применять мегаомметр на 1000 В.