9.1.1 Технічний огляд трансформатора слід провадити відповідно до 7.1.5.1 Додатково до цього потрібно перевірити:
- відсутність сторонніх шумів, помітних вібрацій, які призводять до пошкодження або неправильної роботи складових частин, приладів і апаратури, установлених на трансформаторі;
- відповідність показів лічильників кількості перемикань приводів пристроїв РПН кількості здійснених перемикань;
- правильність положення перемикачів режиму роботи охолодників.
9.1.2 Технічний огляд складових частин трансформатора необхідно виконувати відповідно до інструкцій з експлуатації цих частин.
9.1.3 Періодичність технічних оглядів трансформатора без його вимкнення, як правило, установлюється місцевими інструкціями відповідно до вимог чинних Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж.
9.1.4 Працюючі трансформатори та реактори слід оглядати з дотриманням ДНАОП 1.1.10-1.01-97, тобто не наближатись на небезпечну відстань до частин, які знаходяться під напругою.
Трансформатори та реактори без вимкнення потрібно оглядати в такі строки:
- в установках з постійним чергуванням персоналу або з місцевим персоналом: головні трансформатори електростанції та підстанції, основні та резервні трансформатори власних потреб, а також трансформатори зв’язку електростанції та реактори – один раз на добу, решту трансформаторів – один раз на тиждень;
- в установках без постійного чергування персоналу – не рідше одного разу на місяць, а в трансформаторних пунктах – не рідше одного разу на шість місяців.
Залежно від місцевих умов і стану трансформаторів і реакторів зазначені строки можуть бути змінені технічним керівником підприємства.
При різкому зниженні температури зовнішнього повітря або інших різких змінах погодних умов необхідно здійснити позачергові огляди усіх трансформаторів і реакторів зовнішнього установлення, перевіривши рівень масла, стан вводів і системи охолодження.
Зазначені вище огляди повинен здійснювати черговий персонал. Крім того, трансформаторні установки повинні періодично оглядатись більш кваліфікованим персоналом, який відповідає за експлуатацію в цілому.
9.1.5 Під час роботи трансформатора та реактора, які мають охолодження з примусовою циркуляцією масла (ДЦ або Ц), слід періодично (під час оглядів) контролювати за манометрами тиск масла і води в системі охолодження.
Для запобігання попаданню води в масло при працюючих насосах наднормальний тиск масла в охолоднику повинен бути на 0,1 – 0,2 МПа (1 – 2 кгс/см2) вище ніж води. Для запобігання попаданню води в масло при аварійній зупинці маслонасоса необхідно, щоб статичний напір масла в охолодниках перевищував максимальний наднормальний робочий тиск води не менше ніж на 0,01 – 0,03 МПа (0,1 – 0,3 кгс/см2), що повинно бути забезпечено відповідним розташуванням охолодників і схемою подавання охолодної води.
Слід також не рідше одного разу на шість місяців перевіряти справність сигналізації припинення циркуляції масла, охолодної води або зупинки вентиляторів, а також увімкнення резервного охолодника або джерела живлення.
Із несправною сигналізацією трансформатор і реактор залишати в роботі не дозволяється.
9.1.6 Ступінь охолодження масла в трансформаторі з масляно-водяним охолодженням слід контролювати за різницею температур масла на вході і виході з охолодника. При номінальному навантаженні трансформатора різниця температур не повинна бути менше
10 °С. У разі перевищення цього рівня слід вживати заходів щодо форсування охолодження. Якщо немає можливості збільшити витрату води, то слід на деякий час увімкнути резервний маслонасос.
9.1.7 Взимку при вимкненні трансформатора з масляно-водяним охолодженням необхідно спускати воду з охолодників або утеплювати їх із проведенням інших заходів для запобігання заморожуванню.
Профілактичний контроль
Під час профілактичного контролю передбачається виконання робіт з перевірки трансформаторного масла, профілактичних випробувань трансформатора, а також виконання регламентних робіт у міжремонтний період із заміни зношених частин і матеріалів (шарикопідшипники маслонасосів, силікагель фільтрів і т. ін.).
9.2.1 Випробування трансформаторного масла
9.2.1.1 У процесі експлуатації трансформатора необхідно періодично контролювати стан трансформаторного масла в баках трансформатора та контакторів пристроїв РПН, у вводах негерметичного виконання.
Необхідно також здійснювати хроматографічний аналіз газів, розчинених у маслі всіх трансформаторів з пристроями РПН, трансформаторів на напругу 110 кВ і вище, а також трансформаторів власних потреб.
Періодичність відбирання проб масла зазначено в таблиці 9.1.
Таблиця 9.1 – Періодичність випробувань проб масла
| Місце відбирання | Періодичність відбирання | |
| для фізико-хімічного аналізу | для хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів | |
| Бак трансформатора | Через десять днів, один місяць, три місяці після ввімкнення, далі – один раз на три роки, а також при аварійному вимкненні трансформатора | Через три дні, один місяць, три місяці, шість місяців після ввімкнення і далі – один раз на шість місяців, а також при аварійному вимкненні трансформатора і при дії газового реле „на сигнал” |
| Бак контактора пристрою РПН | Через кожні 5000 (РНОА) 30000 (РС) або 50000 (SCV, SDV-3) перемикань, але не рідше одного разу на рік | Не здійснюється |
| Вводи на напругу 110 кВ і вище | Відповідно до інструкції на вводи |
Відібране з бака трансформатора на напругу 150 кВ і вище масло для фізико-хімічного аналізу необхідно перевіряти згідно з пунктами 1, 2, 4 – 7, 10 і 11 таблиці Б.1 (додаток Б.1), із вводів – відповідно до інструкції на вводи, із трансформаторів на напругу до 110 кВ – згідно з пунктами 1, 2, 4 – 6, а при погіршенні ізоляції – згідно з пунктом 7. Відбирають проби масла на працюючому трансформаторі або ж відразу після його вимкнення.
Для проб масла, узятих з бака контактора пристрою РПН, потрібно визначити пробивну напругу і вологовміст.
Показники якості масла повинні задовольняти норми, наведені в таблиці Б.1 (додаток Б).
При виявленні ознак погіршення стану масла в початковий період експлуатації трансформатора необхідно звертатись за консультацією на підприємство-виготовлювач.
Оцінення результатів хроматографічного аналізу розчинених у маслі газів необхідно здійснювати згідно з РД 34.46.303-89.
9.2.1.2 Для заливання необхідно застосовувати масло марок і з характеристиками згідно з додатком Б.
Для доливання необхідно застосовувати, як правило, масло, аналогічне залитому в трансформатор.
Масла, виготовлені за різними стандартами та технічними умовами, рекомендується зберігати і застосовувати, як правило, окремо. Змішування масел різної якості не рекомендується, оскільки це призводить до погіршення якості кращого масла, зниження його строку служби і підвищення експлуатаційних витрат під час технічного обслуговування трансформатора.
За необхідності, допускається змішування між собою масел однакової якості (ТКп, Т-750 і Т-1500) у будь-яких пропорціях, якщо тангенс кута діелектричних втрат пробної суміші не перевищує тангенсу кута діелектричних втрат компонента з найбільшими діелектричними втратами.
Як виняток допускається змішування масла марки ГК з іншими маслами (з причин, зазначених вище).
Допускається змішування свіжих та експлуатаційних масел (кислотне число не більше 0,08 мг КОН, нейтральна реакція водної витяжки, відсутність розчиненого шламу).
Суміш масел, призначених для обладнання різних класів напруги, повинна використовуватись тільки для обладнання нижчого класу напруги.
9.2.2 Профілактичні випробування трансформаторів
9.2.2.1 Профілактичні випробування трансформаторів необхідно здійснювати під час поточних і капітальних ремонтів для перевірки стану трансформатора, який знаходиться в експлуатації, і одночасно якості ремонту.
За необхідності профілактичні випробування можна здійснювати в міжремонтний період під час планового технічного обслуговування з метою контролю стану ізоляції трансформатора, якщо є ознаки її погіршення, наприклад, через зниження якості масла.
Випробування трансформатора також необхідно здійснювати після аварії, якщо вона не супроводжувалась пожежею.
9.2.2.2 Профілактичні випробування необхідно здійснювати в об’ємі, передбаченому чинним ГКД 34.20.302-2002. При цьому вимірювання характеристик ізоляції обмоток трансформатора (R 60"/ R 15", tgδ) слід здійснювати за схемами, наведеними в його паспорті.
У трансформаторах потужністю 63 МВ∙А і більше необхідно виконувати вимірювання Zк не тільки при першому введенні в експлуатацію, а й під час капітальних ремонтів, а також після протікання крізь трансформатор струмів 0,7 і більше допустимого розрахункового струму короткого замикання трансформатора (ГОСТ 11677-85).
Залежно від виду робіт обсяг перевірок може бути обмежений перевіркою контрольних параметрів, які найбільш чітко виявляють дефект, який може бути допущений при виконанні даного виду робіт. Наприклад, після заміни вводу достатньо обмежитись перевіркою опору обмоток постійному струму і трансформаторного масла з бака трансформатора, а також вимірюванням характеристик ізоляції його обмоток.
Результати випробувань слід порівнювати з установленими параметрами. Якщо вимірювана величина не нормується, її необхідно порівняти з даними попередніх вимірювань або аналогічних вимірювань на однотипному трансформаторі з результатами решти випробувань і т. ін.
Допустимі відхилення значення Zк від значення, виміряного на місці установлення трансформатора під час його першого введення в роботу, повинні становити не більше 3 %, а від значення, обчисленого за паспортними даними, – не більше 5 %.
Основні методичні вказівки з випробувань трансформаторіd наведено в ГОСТ 3484-88 і РД 16.363-87.
Вимірювання Zк трансформаторів необхідно здійснювати згідно з чинною методикою.
Результати усіх випробувань необхідно оформляти протоколами, в яких крім результатів вимірювань і випробувань навести дані про прилади і схеми випробувань, температури обмоток, масла та інші, необхідні для порівняння результатів випробувань, проведених у різний час.
9.2.2.3 Результати випробувань не можуть бути єдиним і достатнім критерієм для оцінення стану трансформатора.
Для оцінення стану трансформатора потрібно застосовувати системний підхід, який враховує результати всіх випробувань, у тому числі і додаткових перед ремонтом (наприклад, вимірювання опору короткого замикання), відомостей про попередню роботу трансформатора, дані огляду і внутрішнього ремонту.
Аналіз стану трансформатора включає:
- систематизацію та аналіз режимів роботи трансформатора, при цьому особлива увага приділяється розгляданню аварійних режимів, допустимих навантажень і перевантажень;
- систематизацію та аналіз відмов і несправностей трансформаторного обладнання і складових частин (у тому числі контрольно-вимірювальної апаратури);
- оцінення результатів робіт з поточного обслуговування, виявлення вузлів, які працюють понад нормативний ресурс (у першу чергу – маслонасоси системи охолодження);
- систематизацію та аналіз результатів перевірки трансформаторного масла і профілактичних випробувань трансформатора з визначенням тенденції їх зміни; при цьому особливу увагу слід приділяти результатам аналізу розчинених у маслі газів і характеристикам масла, які свідчать про рівень забруднення і старіння.
Для оцінення стану ізоляції трансформаторів на напругу 110 кВ і вище необхідно використовувати макети ізоляції.
Програма додаткових випробувань і внутрішнього огляду повинна складатись з урахуванням результатів аналізу стану трансформатора, умов експлуатації, особливостей його конструкції.
Остаточне оцінення стану трансформатора слід здійснювати за результатами всіх випробувань і вимірювань і порівнянням їх з даними попередніх випробувань і вимірювань із урахуванням аналізу даних з його експлуатації.
За результатами оцінення стану трансформатора приймається рішення про строки проведення відповідного ремонту.
9.2.3 Регламентні роботи
9.2.3.1 Для вчасного виконання регламентних робіт необхідно облік тривалості робіт вузлів і матеріалів, схильних до зношення або старіння (шарикопідшипники маслонасосів, силікагель фільтрів і т. ін.).
9.2.3.2 Заміну силікагелю та повстяної прокладки в термосифонних і адсорбційних фільтрах допускається здійснювати на працюючому трансформаторі.
Під час проведення робіт на адсорбційному фільтрі необхідно перевести дію вимикального елемента газового реле на сигнал.
Для заповнення фільтрів слід застосовувати силікагель марки КСКГ згідно з ГОСТ 3956-76Е. Силікагель, який був у використанні, необхідно просушити до залишкового вологовмісту не більше 0,5 % (по масі),
Періодичність заміни силікагелю зазначено в додатку Е.
При заміні силікагелю особливу увагу слід звертати на видалення повітря з фільтрів, керуючись при цьому інструкцією з експлуатації термосифонного та адсорбційного фільтра.
9.2.3.3 Для заповнення повітроосушника необхідно застосовувати силікагель марки КСКГ, просочений хлористим кальцієм і просушений до залишкового вологовмісту не більше 0,5 % (по масі).
Патрон заповнювати індикаторним силікагелем згідно з ГОСТ 8984-75.
Одночасно з заміною силікагелю слід здійснювати очищення внутрішньої порожнини і заміну масла в масляному затворі, керуючись вказівками інструкції з експлуатації повітроосушника.
9.2.3.4 Змащувати шарніри і тертьові деталі передачі пристрою РПН серії РНОА необхідно через кожні шість місяців тугоплавким, незамерзаючим мастилом.
Заміну мастила в редукторах приводів пристроїв РПН необхідно здійснювати відповідно до вказівок інструкцій з їх експлуатації.
9.2.3.5 Регламентні роботи під час технічного обслуговування маслонасосів серії МТ потрібно здійснювати після напрацювання 20 тис. год.
При цьому необхідно вимкнути маслонасос із системи охолодження і перевірити стан підшипників, ущільнень, величину опору ізоляції електродвигуна відносно корпусу, стан щілинного ущільнення робочих коліс.
Заміну шарикопідшипників та інші відбудовні роботи потрібні здійснювати при напрацюванні маслонасосом не більше 50 тис. год, якщо інше не зазначено в його інструкції. Ці роботи повинні виконуватись відповідно до вказівок, які містяться в паспорті маслонасоса.
9.2.3.6 Не рідше одного разу на шість місяців необхідно перевіряти справність сигналізацій вимкнення маслонасосів і вентиляторів, а також увімкнення резервного охолодника і джерела живлення.
9.2.3.7 При оперативному вимкненні трансформатора необхідно залишати в роботі кола сигналізації масловказівників, відсічного клапана і газового реле (захисту РПН).
