Инстр. по эксплуатации КПГЭС ЛУКОЙЛ-Эко(2011) / Трансф, напр. НАМИ-110

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ»

Общество с ограниченной ответственностью

«ЛУКОЙЛ – Экоэнерго»

(ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»)

Краснополянская гидроэлектростанция

(наименование)

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель генерального директора –

Главный инженер

ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»

__________В.Е. Подсвиров

«____» _______201_г

ИНСТРУКЦИЯ № 07.28

по эксплуатации трансформатора напряжения НАМИ – 110 УХЛ1

Краснополянской ГЭС

Срок действия установлен:

с «___»____________________ 201_ г.

по «___»____________________201_г.

Срок действия продлен:

с «___»____________________ 20__г.

по «___»_____________________ 20__г.

1. Назначение

0. Трансформатор предназначен для установки в электрических сетях трёхфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110кВ с глухозаземлённой нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборов учёта, измерения, устройств защиты, сигнализации, автоматики и управления.

Трансформатор допустимо устанавливать на отпайках от линии 110кВ, даже если отпаечные силовые трансформаторы не имеют стационарного заземления нейтрали. В этом случае НАМИ-110 необходимо защитить (вместе с ОПН или разрядником 110кВ) от феррорезонансных повышений напряжения, возможных при неполнофазных режимах линии 110кВ. Защита от повышения напряжения с уставкой 1,6-1,7U_ф с выдержкой времени до 1с должна действовать на отключение выключателя 110кВ между линией 110кВ и трансформатором 110кВ. В этом случае феррорезонанс прекращается.

0. Трансформатор рассчитан для работы на открытом воздухе на высоте до 1000 м над уровнем моря при температуре окружающего воздуха от -60⁰С до +40⁰С

1. Структура условного обозначения трансформатора

Н – Трансформатор напряжения

А – Антирезонансный

М – Естественное масляное охлаждение

И – Индуктивный

110 – Класс напряжения первичной обмотки, кВ

Х – Категория в зависимости от пути утечки внешней изоляции

УХЛ1 – Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69

0,2 – Класс точности основной вторичной обмотки

2. Технические характеристики

0. Трансформатор НАМИ-110 имеет две вторичные основные обмотки №1 (а₁-х₁) и №3 (а₃-х₃) и одну дополнительную обмотку №2 (а_д-х_д). Основная вторичная обмотка №3 предназначена для коммерческого учёта электроэнергии и имеет отдельную коробку для опломбирования выводов.

1. Общий вид и габаритные размеры трансформатора напряжения НАМИ-110

0. Принципиальная электрическая схема соединения обмоток трансформатора

0. Основные технические характеристики трансформатора приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование параметров	Значения
1. Номинальное напряжение обмоток, кВ: первичной (А-Х) основной вторичной №1 (а1-х1) основной вторичной №3 (а3-х3) дополнительной вторичной №2 (ад-хд)	110/ 0,1/ 0,1/ 0,1
2. Наибольшее длительно допустимо рабочее напряжение первичной обмотки, кВ	126/
3. Группа соединения обмоток	1/1/1/1-0-0-0
4. Предельная мощность обмоток, ВА: первичной основной вторичной №1 дополнительной вторичной №2 основной вторичной №3	2000 1200 1200 1200
5. Параметры трансформатора в режиме короткого замыкания для пар обмоток (приведены к мощности 2000 ВА) Первичная – основная вторичная №1: напряжение короткого замыкания (Uк), % потери короткого замыкания (Рк), Вт Первичная – дополнительная вторичная №2: напряжение короткого замыкания (Uк), % потери короткого замыкания (Рк), Вт Первичная – основная вторичная №3: напряжение короткого замыкания (Uк), % потери короткого замыкания (Рк), Вт	3,0±0,3 48±4,8 3,0±0,3 50±5,0 3,0±0,3 48±4,8
6. Удельная длина пути утечки внешней изоляции, не менее, см/кВ	2,25
7. Полная масса трансформатора, кг Масса масла, кг	325 80

2.5. Пределы допустимой погрешности каждой из основных вторичных обмоток №1 и №3 приведены в таблице 2.

Таблица 2

Класс точности	Пределы допустимой погрешности		Номинальная нагрузка на вводах (Sн), ВА
	ΔU,%	Δδ,мин	а1-х1 (нагрузка на обм. №3=0)	а3-х3 (нагрузка на обм. №1=0)
0,2	±0,2	±10	125	125
0,5	±0,5	±20	250	250
1,0	±1,0	±40	400	400
3,0	±3,0	-	1200	1200

Пределы допустимой погрешности обеспечиваются при следующих условиях эксплуатации:

• напряжение питания сети 0,81,2 U_н

• частота питания сети 50 ±0,5Гц

• температура окружающей среды -60⁰С +40⁰С

• вторичная нагрузка 0,251,0 S_н

• коэффициент мощности нагрузки 0,8 инд.

6. При одновременной нагрузке нескольких обмоток погрешности каждой из них могут быть рассчитаны суммированием собственных погрешностей (от собственной нагрузки) и взаимных погрешностей (от нагрузок соединённых обмоток).

Собственные погрешности (амплитудные ΔU_1-1, ΔU_2-2, ΔU_3-3 и угловые Δδ_1-1, Δδ_2-2, Δδ_3-3) и взаимные погрешности (ΔU_1-2, ΔU_2-1, ΔU_1-3, ΔU_3-1, ΔU_2-3, ΔU_3-2 и угловые Δδ_1-2, Δδ_2-1, Δδ_1-3, Δδ_3-1, Δδ_2-3, Δδ_3-2) трансформатора на каждые 100ВА увеличения нагрузки с соsφ=0,8:

ΔU_1-1= -0,15% ΔU_2-2=-0,15% ΔU_3-3= -0,15%

Δδ_1-1= -0,5' Δδ_2-2= +0,3' Δδ_3-3= -0,3'

ΔU_1-2= ΔU_2-1= -0,08% ΔU_1-3= ΔU_3-1= -0,08% ΔU_2-3= ΔU_3-2= =0,08%

Δδ_1-2= Δδ_2-1= -1,4' Δδ_1-3= Δδ_3-1= -1,7' Δδ_2-3= Δδ_3-2= -1,4'

6. Класс точности дополнительной вторичной обмотки №2 (а_д-х_д) составляет 3,0 (ΔU<±3,0%) при номинальной нагрузке 1200 ВА с коэффициентом мощности 0,8 инд.

7. Трансформатор рассчитан для работы в трёхфазной группе.

8. Напряжение на вводах дополнительной вторичной вторичной обмотки, собранной по схеме разомкнутого треугольника трансформаторов, включенных в трёхфазную группу, при однофазном коротком замыкании на землю со стороны первичной обмотки, составляет от 90 до 110 В. При этом значение мощности нагрузки вторичных обмоток не должно превышать допустимых значений при коэффициенте мощности 0,8 инд.

9. Трансформатор выдерживает суммарную механическую нагрузку 1000 Н: от тяжения проводов в горизонтальной плоскости, ветровую нагрузку при ветре со скоростью 40 м/с, гололёда с толщиной стенки льда 20мм, и нагрузку от тяжения проводов в вертикальной плоскости 750 Н.

10. Трансформатор рассчитан на сейсмичность 7 баллов включительно по шкале MSK.

11. Нормативный срок службы – 30 лет.

2. Устройство и работа

6. Трансформатор представляет собой одноступенчатую конструкцию и состоит из активной части, помещённой в металлический бак с маслом.

На верху бака расположена изоляционная фарфоровая покрышка с металлическим маслорасширителем и масляным затвором.

6. Магнитопровод изготовлен из пластин холоднокатаной электротехнической стали толщиной 0,35 мм.

7. Конструкция обмоток трансформатора - цилиндрическая, слоевая.

8. По назначению обмотки подразделяются на первичную, вторичную основную №1, вторичную дополнительную №2 и вторичную основную №3 для коммерческого учёта электроэнергии.

9. Линейный вывод А первичной обмотки трансформатора расположен на металлическом расширителе.

Заземляемый вывод Х первичной обмотки, выводы основной вторичной №1 (а₁-х₁) и дополнительной вторичной №2 (а_д-х_д) расположены в коробке выводов.

Выводы основной вторичной обмотки №3 (а₃-х₃) находятся в отдельной коробке выводов, расположенной с противоположной стороны коробки выводов обмоток №1 и №2

6. Трансформатор обладает антирезонансным свойством, которое позволяет устанавливать его ОРУ-110кВ. Однако, в подавляющем большинстве случаев выключатели 110кВ не имеют шунтирующих ёмкостей и свойства антирезонансности не требуются.

7. Трансформатор заполнен трансформаторным маслом марки ГК по ТУ 38.1011025 или другим с характеристиками не ниже вышеуказанного.

8. Трансформатор имеет расширитель с вмонтированным в него масляным затвором, которые обеспечивают сезонную и суточную компенсацию температурных изменений (~20⁰С) без прорыва воздуха через затвор.

Масляный затвор представляет собой два сообщающихся между собой сосуда, наполовину заполненных трансформаторным маслом.

Объём левой и правой половины затвора примерно одинаковы. Масляный затвор имеет ёмкость 1 литр и сообщается с атмосферой через дыхательную пробку. В верхней части левой полости расположено небольшое отверстие, соединяющее ее с расширительным баком трансформатора. Обе половины затвора отделены друг от друга перегородкой, не достающей до дна 10-15 мм.

Отверстие для доливки масла в основной бак и расширитель расположены в верхней части расширителя и для исключения попадания влаги внутрь трансформатора заглушено шариком из нержавеющей стали и затянуто глухой пробкой.

Отбор проб масла из масляного затвора производится через отверстие в нижней части затвора.

Отбор проб масла и слив масла из основного бака производится через пробки расположенные в дне бака.

6. Расширитель имеет указатель уровня масла. На маслоуказателе нанесены три контрольные черты, соответствующие уровню масла при температуре окружающего воздуха:

• нижнем рабочем значении (-60⁰С)

• номинальном рабочем значении (+20⁰С)

• верхнем рабочем значении (+40⁰С)

6. Для защиты от коррозии все соприкасающиеся с окружающим воздухом металлические поверхности трансформатора имеют защитное покрытие.

2. Техническое обслуживание

1. Техническое обслуживание трансформаторов, находящихся в эксплуатации включает:

• внешний осмотр;

• чистку фарфоровой изоляции (при необходимости);

• частичное восстановление защитных покрытий металлических деталей;

• контроль уровня масла в трансформаторе и наличие течи. Проверка состояния масла должна производиться через 4-5 лет эксплуатации. При наличии свободной воды на дне затвора масло в затворе следует заменить.

2. При понижении уровня масла в расширителе необходимо произвести его долив. Долив производится маслом, пробивное напряжение которого должно быть не менее 60кВ.

Для доливки масла в основной бак необходимо удалить шарик из заливного отверстия, закачать необходимое количество масла, поставить шарик на место и завернуть пробкой..

3. Если уровень масла в расширителе находится вне зоны маслоуказателя, то трансформатор требуется вывести в ремонт и вызвать представителя завода-изготовителя.

4. При замене масла в масляном затворе следует сначала слить его из затвора полностью, а затем залить ровно 1 литр масса и закрыть дыхательной пробкой. Замена масла в затворе производиться ежегодно.

5. Включение трансформатора под рабочее напряжение после доливки масла допускается не ранее чем через 24 часа.

6. Проверка трансформатора .

Проверка осуществляется специализированными организациями в соответствии с требованиями ГОСТ 8.216 “Трансформаторы напряжения. Методика поверки”. Рекомендуемый межповерочный интервал – 4 года. Контроль состояния контактных

7. Проверка технического состояния трансформатора и её периодичность производится в соответствии с требованиями, изложенными в РД 34.45-51.300-97 «Объём и нормы испытаний электрооборудования».

Руководитель подразделения _____________ _______________

Подпись Ф.И.О.

«___»__________201_г.

Согласовано:

Начальник ПТО С.В. Воронцова

«___»__________201_г.

Начальник ОПБОТиЭ Б.М. Тарарин

«___»__________201_г.

Лист ознакомления

Инструкции________________________________________________________

_____________________________________________________________________

Должность	Подпись	Ф.И.О.	Дата ознакомления