Руководство_по_эксплуатации
.pdf
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
Мера
Проверка уровня масла в расширителе Замена силикагеля в воздухоосушителе
Проверка функционирования шкафа управления (если установлен)
Проверка функционирования вентиляторов (если установлены)
Запуск насосов (если установлены)
Переключение РПН (только заполненных маслом) /ПБВ
Проверка коррозионной защиты
Отбор проб масла для контроля рабочего состояния хранящегося трансформатора
до 35 кВ включительно
от 110 кВ и выше
Проверка течей масла
Чистка трансформатора и его компонентов (например, вентиляторов, охладителей)
Примечания:
Проверочный интервал 
ежемесячно при необходимости
6 месяцев
согласно указаниям производителя согласно указаниям производителя согласно указаниям производителя
ежегодно
в соответствии с требованиями пунктов 1-7 Таблица 4.1 не реже 1-го раза в 12
месяцев и по окончании хранения не реже 1-го раза в 2 месяца
ежемесячно
при необходимости
1.Выполнение указанных в таблице мер является обязанностью заказчика и/или организации эксплуатирующей трансформатор.
2.Проверки функционирования шкафа управления, вентиляторов и насосов не требуются в первые три месяца хранения.
3.7.5Хранение комплектующих.
3.7.5.1Общая информация.
Комплектующие должны храниться соответствующим образом, если они не смонтированы сразу после прибытия на место назначения. Общие и специальные инструкции по хранению от производителей комплектующих должны соблюдаться.
Согласно Таблицы 3.4 и Таблица 3.5 - бак и компоненты разделены на рекомендуемые категории хранения. Рекомендуемые периоды проверок указаны в Таблице 3.6.
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
31 |
|
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
Таблица 3.4 – Категории хранения. |
|
Категории |
Описание |
AВнутреннее хранение. Защита от влаги и пыли
BНаружное хранение с защитой от дождя
C 
Наружное хранение, защита не требуется Таблица 3.5 – Рекомендуемые категории хранения.
Компоненты
Бак
Радиаторы
Охладители Термосифонный/адсорбционный фильтр Вводы Адаптеры вводов Расширитель
Трубопроводы и кронштейны Вентиляторы Циркуляционные насосы
Уплотнения и запорная арматура Мелкие принадлежности (приборы защиты и т.д.) Комплект ЗИП
Электрошкафы (шкаф управления, клеммный, мониторинга и т.д. )
Таблица 3.6 – Проверки смонтированных комплектующих во время хранения.
Компоненты |
Проверка |
|
Контактор |
Переключение через весь диапазон регулирования |
|
Вентиляторы |
Работа в течение минимум одного часа |
|
Циркуляционные |
Работа в течение минимум одного часа |
|
насосы |
(установленных и с маслом) |
|
Шкаф |
Проверка системы обогрева |
|
управления |
||
|
||
Привод РПН |
Проверка системы обогрева |
Категория
C
B
А
A
A
A
В
A
A
A
A
A
A
А
Период
согласно
указаниям
производителя
согласно
указаниям
производителя
согласно
указаниям
производителя
согласно
указаниям
производителя
согласно
указаниям
производителя
3.7.5.2 Вводы.
Вводы должны храниться в ящиках. Нижняя часть ввода герметично упакована, внутрь упаковки помещается осушитель (силикагель).
Перед хранением нижняя часть должна быть проверена на признаки влаги. Если упаковка повреждена, ее необходимо заменить вместе с осушителем. Рекомендуется хранить конденсаторные вводы в чистом помещении, по возможности, в оригинальных транспортных ящиках. Покрытые серебром поверхности вводов должны быть защищены от воздействий окружающей среды.
ВНИМАНИЕ
ПРОВЕРКУ И ИСПЫТАНИЕ ВВОДОВ НЕОБХОДИМО ОСУЩЕСТВЛЯТЬ СОГЛАСНО ИНСТРУКЦИЯМ ИЗГОТОВИТЕЛЯ ВВОДОВ.
3.7.5.3 Мелкие комплектующие.
Ящики с уплотнениями, контактами вводов, метизами, покрасочными материалами, приборами защиты и т.д. необходимо хранить в сухом и чистом помещении.
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
32 |
|
3.7.5.4 Система охлаждения.
Охладители и трубопроводы к ним хранить под навесом или в складском помещении при температуре окружающего воздуха от -60˚С до +50˚С и относительной влажности 85%. На трубопроводы должны быть установлены металлические заглушки с уплотняющими прокладками.
Водянная система охлаждения должна быть полностью защищена от мороза, водянная часть должна быть полностью опорожнена.
3.7.5.5Термосифонный/адсорбционный фильтр.
Для предотвращения попадания влаги и посторонних предметов внутрь фильтра при транспортировке и хранении на фланцы патрубков фильтра устанавливаются заглушки с резиновыми прокладками.
3.7.5.6Вентиляторы.
Вентиляторы хранятся в закрытом, сухом и защищенном от пыли, и влаги месте.
3.7.5.7Привод контактора.
Если привод поставляется демонтированным, его нужно хранить в закрытом, сухом и защищённом от пыли месте. Для предотвращения образования конденсата необходимо включить обогрев шкафа привода, если хранение превышает три месяца.
3.7.5.8Циркуляционные насосы.
Необходимо проверить правильность установки заглушек на всасывающем и нагнетающем патрубках насосов. Необходимо хранить насосы в закрытом и сухом помещении. Если насосы планируется хранить длительное время (более четырёх месяцев), внутренюю полость насоса нужно заполнить маслом (масло должно соответствовать требованиям Таблица 4.1). После окончания хранения необходимо произвести физико-химический анализ масла находящегося в насосах.
3.7.5.9Электрошкафы (шкаф управления, клеммный, мониторинга и т.д.).
Электрошкафы (если демонтированы) требуется хранить в сухом, отапливаемом помещении. Или (если не демонтированы) необходимо включить обогрев шкафов, для предотвращения образования конденсата внутри.
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
Лист
Y10207982 РЭ
33
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
4 Требования к трансформаторному маслу.
Для трансформаторов и баков контакторов РПН в качестве изоляционной и охлаждающей жидкости используется трансформаторное масло на минеральной основе.
Качество минерального масла должно соответствовать требованиям ООО «Воронежский Трансформатор» (Таблица 4.1).
Новые трансформаторы должны заполняться маслом, поставляемым с завода. Если требуется доливка, должно использоваться идентичное - не бывшее в эксплуатации масло.
Доливка нового масла к бывшему в эксплуатации возможна, если последнее не сильно подверглось старению. Старые масла имеют большую растворяющую способность, чем новые. Поэтому рекомендуется согласовывать доливку с заводом-изготовителем.
ВНИМАНИЕ
СИНТЕТИЧЕСКИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫЕ ЖИДКОСТИ (СИЛИКОНОВЫЕ ИЛИ ЭФИРНЫЕ ЖИДКОСТИ) НЕЛЬЗЯ СМЕШИВАТЬ С ИЗОЛЯЦИОННЫМИ МАСЛАМИ НА МИНЕРАЛЬНОЙ ОСНОВЕ.
4.1Отбор проб масла.
Порядок отбора проб по ГОСТ 6433.5-84.
4.2Измерения параметров трансформаторного масла.
Трансформаторное масло и целлюлозная изоляция, как все органические вещества, изменяются химически в эксплуатации под влиянием температуры, кислорода, влаги и каталитического действия металлических компонентов трансформатора. Вместе эти процессы называются старением и оказывают влияние на срок службы трансформатора.
Требуются регулярные проверки для обеспечения постоянной готовности трансформатора к эксплуатации весь период службы.
Необходимо брать пробы трансформаторного масла с периодичностью согласно Таблице 10.3, или перед любой масштабной ревизией.
Заливаемое/доливаемое масло, прибывшее с предприятия-изготовителя трансформаторов и имеющееся на месте монтажа, должно проверяться по п.1-7 согласно Таблица 4.1. У трансформаторов с пленочной защитой дополнительно проверяется газосодержание масла по п 8.
После заливки и выпуска воздуха осуществляется отбор и проверка пробы масла из бака трансформатора по п.1-7 (8 – для трансформаторов с пленочной защитой масла) и устройства РПН (согласно требованиям инструкции завода-изготовителя РПН).
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
34 |
|
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
Таблица 4.1 – Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла
Показатели качества трансформаторного масла
Пробивное напряжение, кВ:
До 35 включительно 1 Свыше 35 до 150 кВ
включительно
От 220-500 кВ включительно
2Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С, %, не более
3Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более
4Температура вспышки, °С, не ниже
Влагосодержание, % массы (г/т), не более:
5для трансформаторов с пленочной защитойдля трансформаторов без
пленочной защиты
Содержание механических примесей, %, не более Класс чистоты:
6трансформаторы до 220 кВ включительнотрансформаторы выше 220 кВ
7Водорастворимые кислоты и щелочи
8Газосодержание, % объема, не более
9Температура застывания, °С, не выше арктическое масло Стабильность против окисления для
силовых трансформаторов от 110 до
220 кВ:
10содержание осадка, % массы, не более кислотное число окисленного масла мг КОН на 1 гмасла, не более
11Содержание антиокислительной присадки
Перед |
После |
заливкой |
заливки |
35 |
30 |
60 |
55 |
65 |
60 |
0,5 |
0,7 |
0,02
135
0,001(10) 0,001(10)
0,002(20) 0,0025(25)
отсутствие
10 11
910
|
отсутствие |
0,5 |
1,0 |
-45 |
- |
|
-60 |
||
|
0,01
0,1
0,2 0,18
Номер стандарта на метод испытания
ГОСТ 6581-75
ГОСТ 6581-75
ГОСТ 5985-79
ГОСТ 6356-75
ГОСТ 7822-75;
ГОСТ 24614-81
ГОСТ 6370-83
ГОСТ 172162001
ГОСТ 6307-75 
РД 34.43.107-95 
ГОСТ 20287-91
ГОСТ 981-75
РД 34.43.105-89 
4.3Контроль качества трансформаторного масла при эксплуатации в электрооборудовании.
Объём и периодичность проведения испытаний масла указаны в подразделе 10.7 Интервалы проверок оборудования и испытаний трансформатора, нормативные значения показателей качества приводятся в Таблице 4.2.
На основании полученных результатов лабораторных испытаний масла определяют области его эксплуатации:
область "нормального состояния масла" (интервал от предельно допустимых значений после заливки масла в электрооборудование, приведенных в таблице 4.1, и до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации, приведенных в таблице 4.2), когда состояние качества диэлектрической жидкости гарантирует надёжную работу трансформатора. При этом, достаточно контроля показателей качества пунктов 1, 3, 4, 5 из таблицы 4.2. По решению тех-
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
35 |
|
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
нического руководителя субъекта электроэнергетики дополнительно в сокращенный анализ может быть включен показатель пункта 6;
область "риска" (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла, приведенных в таблице 4.2 столбец 3, до предельно допустимых значений показателей качества масла в эксплуатации, приведенных в таблице 4.2, столбец 4), когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надёжности работы трансформатора и требуется более учащенный, и расширенный контроль для прогнозирования срока его службы и/или принятия специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью
предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт. |
|
|
|||
|
Таблица 4.2 - Требования к качеству эксплуатационного минерального масла |
|
|||
|
|
Значение показателя каче- |
|
||
|
|
ства масла |
номер |
||
|
Показатель качества масла и номер стан- |
ограничивающее |
|
стандарта на |
|
|
дарта на метод испытания |
область нор- |
предельно |
метод |
|
|
|
мального состо- |
допустимое |
испытания |
|
|
|
яния |
|
|
|
|
Пробивное напряжение, кВ: |
|
|
|
|
1 |
до 35 включительно |
20 |
25 |
ГОСТ 6581-75 |
|
Свыше 35 до 150 кВ включительно |
40 |
35 |
|||
|
|
||||
|
От 220-500 кВ включительно |
50 |
45 |
|
|
2 |
Тангенс угла диэлектрических потерь при |
8,0 |
10,0 |
ГОСТ 6581-75 |
|
90 °С, %, не более |
|||||
3 |
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не |
0,05 |
0,15 |
ГОСТ 5985-79 |
|
более |
|||||
|
|
снижение более |
|
|
|
|
|
чем на 5°С в |
|
|
|
4 |
Температура вспышки, °С, не ниже |
сравнении с |
125 |
ГОСТ 6356-75 |
|
|
|
предыдущим |
|
|
|
|
|
анализом |
|
|
|
|
Влагосодержание, % массы (г/т), не более: |
|
|
ГОСТ 7822-75; |
|
|
для трансформаторов с пленочной |
0,0015(15) |
0,002(20) |
||
|
|
||||
5 |
защитой |
|
|
ГОСТ 24614- |
|
|
для трансформаторов без пленочной |
0,002(20) |
0,0025(25) |
||
|
81 |
||||
|
защиты |
|
|
||
|
|
|
|
||
|
Содержание механических примесей, %, |
|
|
|
|
6 |
(класс чистоты, не более): |
отс. |
отс. |
ГОСТ 6370-83 |
|
|
для трансформаторов ≤ 220 кВ |
(11) |
(12) |
ГОСТ 17216- |
|
|
для трансформаторов ˃ 220 кВ |
(9) |
(10) |
||
|
2001 |
||||
|
|
|
|
||
7 Водорастворимые кислоты и щелочи |
0,014 |
- |
ГОСТ 6307-75 |
||
8 |
Газосодержание, % объема, не более |
2,0 |
4,0 |
РД 34.43.107- |
|
95 |
|||||
|
|
|
|
||
9 |
Температура застывания, °С, не выше |
-45 |
- |
ГОСТ 20287- |
|
арктическое масло |
-60 |
91 |
|||
11 |
Содержание антиокислительной присадки |
0,1 |
- |
РД 34.43.105- |
|
89 |
|||||
|
|
|
|
||
Примечание: для трансформаторов, залитых маслами марок ГК, ВГ, Nytro 11GX и 10ХN, со сроком службы более 20 лет и/или при достижении значения, ограничивающего область нормального состояния, любого из показателей по пунктам 2, 3, 7 Таблицы 4.2 рекомендуемая периодичность определения содержания антиокислительной присадки не менее 1 раза в 2 года.
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
36 |
|
5 Монтаж, опробование и ввод в эксплуатацию.
Монтажные работы могут быть начаты сразу, после подготовки монтажной площадки и необходимого оборудования к проведению работ, согласно «Перечню технологического оборудования, приборов, инструментов и материалов, необходимых для монтажа трансформатора» (Приложение 1).
Приступить к работам по монтажу трансформатора согласно «Программе монтажа трансформатора до прибытия шеф-инженера» возможно только по согласованию с заводомизготовителем.
Монтаж, опробование и ввод в эксплуатацию производятся в соответствии с разделом 8 и разделом 11 «Инструкции по монтажу и пуску силовых трансформаторов» TPD.TLM.CI.009.
Или, по согласованию с заводом -изготовителем, в соответствии с «Инструкцией по монтажу и пуску силовых трансформаторов с дистанционным надзором специалиста ООО «Воронежский Трансформатор TPD.TLM.CI.025.
Перед включением трансформатора (первое включение, после плановых ремонтов и/или испытаний) необходимо произвести внешний осмотр трансформатора. На трансформаторе не должно оставаться посторонних предметов, все части конструкции должны быть надежно закреплены.
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
Лист
Y10207982 РЭ
37
6 Нагрузочная способность.
Трансформатор должен нести нагрузку сверх номинальной в зависимости от условий эксплуатации, предшествующих нагрузке трансформатора, температуре охлаждающей среды.
Систематические и аварийные перегрузки допускаются в соответствии с ГОСТ Р 52719, ГОСТ 14209, СТО 56947007-29.180.01.116-2012; согласно Приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 № 81.
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
Лист
Y10207982 РЭ
38
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
7 Порядок действий при расследовании аварийных ситуаций проводимых заводомизготовителем оборудования.
7.1Все нарушения в работе, причинами которых явились дефекты проектирования, изготовления, строительства, монтажа или ремонта, должны расследоваться с привлечением компетентных специалистов причастных организаций, в т.ч. представителей заводов - изготовителей. При поступлении в адрес завода-изготовителя информации о произошедшей аварийной ситуации с силовым энергетическим оборудованием выполняются следующие организационные мероприятия:
7.1.1Руководство завода инициирует совещание с целью первичного обсуждения аварийной
ситуации.
7.1.2По итогам совещания выпускается приказ о «Создании комиссии по расследованию аварийной ситуации».
7.1.3Определяется состав комиссии с назначением председателя. В состав комиссии обязательно входят представители департаментов Качества, Инжиниринга, Производства, Сбыта.
7.2В ходе работы комиссией выясняются и определяется все вероятные причины при которых произошла авария:
7.2.1Недостатки проектирования электростанции.
7.2.2Дефекты конструкции и технологии изготовления.
7.2.3Дефекты монтажа.
7.3Осуществляется выезд на объект заказчика с целью определения недостатков технической эксплуатации, вызванных:
ошибочными действиями персонала, обслуживающего электроустановки (недопустимое по ПТЭ отключение и включение разъединителей под нагрузкой);
подача напряжения разъединителем, выключателем на заземленное оборудование;
включение заземляющих ножей, на находящееся под напряжением оборудование;
многократное включение коммутационных аппаратов на короткое замыкание;
ошибочное отключение работающего оборудования при проверке цепей релейной защиты и автоматики, и теплоустановки (нарушение режима пуска или остановки оборудования);
недопустимая перегрузка;
вывод из работы средств защиты и автоматики;
неправильной настройкой и регулировкой;
эксплуатацией неисправных устройств релейной защиты и автоматики;
неправильным выбором уставок приборов защиты и автоматики, плавких вставок предохра-
нителей;
повреждением цепей управления, устройств защиты, автоматики и телемеханики;
отключением вспомогательного оборудования;
несоблюдением требований систем планово-предупредительных ремонтов (ППР) - нарушением сроков и объемов осмотров, ремонтов и профилактических испытаний;
снижением уровня масла в маслонаполненных аппаратах ниже допустимого предела;
эксплуатацией неисправного оборудования;
ошибочными указаниями инженерно-технического персонала;
невыполнением директивных указаний по устранению аварийных очагов.
7.3.1Несоблюдение требований по техническому обслуживанию, периодичности тщательных проверок и испытаний, от которых зависит нормальная и бесперебойная работа электрооборудования.
7.3.2Старение, износ изоляционных и конструктивных материалов (коррозия, загнивание и т.п.).
7.3.3Дефекты ремонта и наладки.
7.3.4Атмосферные воздействия, влияние климатических и внешних факторов:
гроза;
сильный ветер (скорость выше расчетного значения);
гололед (мокрый снег) на воздушной линии электропередачи выше расчетного значения (толщина стенки гололеда);
гололед с ветром выше расчетных значений;
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
39 |
|
Инв. № подп. Подп. и дата Взам. Инв.№ Инв.№ дубл. Подп. дата
загрязнение, увлажнение изоляции; снежные заносы;
паводок;
температурные атмосферные воздействия;
обвалы, осадки, вспучивание грунта. 7.3.5 Посторонние воздействия:
перекрытие токоведущих частей птицами, животными, посторонними предметами;
наезд транспортных средств, высокогабаритных машин и механизмов;
разрушение изоляторов;
возгорание, пожар;
падение деревьев на воздушные линии электропередачи;
механические повреждения кабелей и трубопроводов при земляных работах и прочие посторонние воздействия.
7.3.6 Нарушение работы средств диспетчерского и технологического управления, приводящее к
одному из следующих случаев:
потери связи между диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и объектом электроэнергетики или энергопринимающей установкой продолжительностью 1 час и более:
полная потеря диспетчерской связи и дистанционного управления объектом электроэнер-
гетики;
полная потеря диспетчерской связи и невозможность передачи телеметрической информа-
ции;
полная потеря диспетчерской связи и невозможность передачи или приема управляющих воздействий режимной и/или противоаварийной автоматики.
7.3.7 Проверяется документация собранная при изготовлении оборудования, приёмо-сдаточных
испытаниях на заводе, монтаже и наладке и приёмо-сдаточных испытаниях на месте монтажа. 7.3.8 У эксплуатирующей организации запрашивается документация периодических проверок
(протоколы, записи в журнале периодических проверок и ревизий):
анализы трансформаторного масла из бака трансформатора (ФХА и ХАРГ);анализ масла из бака РПН (ФХА);проверки переключающего устройства и привода;проверки шкафа управления;проверки системы охлаждения;
проверки контрольно-измерительной аппаратуры;проверки воздухоосушителей;записи осциллографов;тепловизионный контроль;
осмотр на наличие / отсутствие течей. 7.3.9 Другие причины:
повреждения, находящиеся за границей эксплуатационной ответственности потребителя, на ответвлениях от линий электропередачи, принадлежащих другим предприятиям (организациям);
не выявленные причины.
7.4 По окончанию работы, комиссией принимается решение и выдаётся заключение о происшествии на основании полученных данных.
Примечание.
Классификация аварий или отказов в работе, возникших по одной причине и получивших дальнейшее развитие по другим с более тяжелыми последствиями, определяется этими последствиями.
Лист
|
|
Y10207982 РЭ |
Изм Лист № докум. |
Подп. Дата |
40 |
|