Описать алгоритм проведения ремонта защит понижающего трансформатора
Для проведения текущего ремонта трансформатор выводится из работы. Текущий ремонт трансформатора и устройства РПН проводится один раз в год. При этом межремонтный период трансформаторов, установленных в месте повышенного загрязнения, может быть уменьшен. Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства проводят у трансформаторов с устройствами РПН после определенного количества операций по переключению в соответствии с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний (состояние масла в контакторе и пр.)
При текущем ремонте трансформатора необходимо выполнить следующие работы:
очистить трансформатор, составные части и комплектующие устройства от грязи и масла; проверить отсутствие воздуха кратковременным открытием воздухоспускных пробок;
осмотреть составные части трансформатора, доступ к которым затруднен на работающем трансформаторе (газовое и защитное реле, маслоплотность воздухоспускных пробок, встроенных трансформаторов тока, крышек баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, внешних токоведущих контактных соединений и др.).;
устранить неисправности, выявленные в процессе осмотра и эксплуатации;
проверить работу стрелочных маслоуказателей и других устройств и приборов, установленных на трансформаторе, руководствуясь требованиями инструкций по эксплуатации этих устройств и приборов;
выполнить регламентные работы, предусмотренные во время текущего ремонта, если срок их проведения совпадает со сроком проведения текущего ремонта (см. Приложение №2 настоящей инструкции);
проверить состояние оборудования, установленного в шкафу дутья и привода устройства РПН, а также работу схемы управления системы охлаждения и устройства РПН;
проверить и, при необходимости, отрегулировать уровень масла в трансформаторе и маслонаполненных составных частях;
обновить поврежденные лакокрасочные покрытия внешних поверхностей; лакокрасочные покрытия должны совмещаться с нанесенными ранее, светло-серого или темно-серого цвета;
отобрать пробы масла из бака трансформатора и бака контактора для испытаний и проведения анализа;
испытать трансформатор, составные части и комплектующие узлы согласно с типовым ГКД 34.20.302-2002;
проверить состояние верхних уплотнений высоковольтных вводов с учетом тяжения ошиновки;
Сливать масло из газового реле и производить замену реле следует только при закрытых задвижках с обеих сторон газового реле при открытом кране для выпуска воздуха.
Заполнять газовое реле маслом с расширителя следует постепенным открыванием задвижки со стороны расширителя до появления течи масла через открытый кран газового реле. После этого необходимо закрыть кран и полностью открыть задвижки с обеих сторон газового реле.
Сливать масло с защитного реле РПН и производить его замену следует следующим образом:
открыть кран слива масла с бака контактора и после начала слива масла закрыть кран между корпусом защитного реле и расширителем устройства РПН;
открыть пробку для выпуска воздуха из бака контактора;
после слива масла с бака контактора ниже уровня установки защитного реле (объем масла, которое сливается, предварительно определить путем расчета) закрыть кран;
Заполнять защитное реле маслом с расширителя необходимо медленным открыванием крана со стороны расширителя до появления течи масла через открытую пробку для выпуска воздуха с бака контактора. После этого закрыть пробку и полностью открыть кран.
При необходимости, долить маслом расширитель устройства РПН согласно схемы рисунка установки расширителя и инструкции по эксплуатации устройства РПН.
Производить замену контактов контактора и масла в баке контактора устройства РПН необходимо согласно требований инструкции по эксплуатации этого устройства.
Капитальный ремонт трансформаторов
Первый капитальный ремонт трансформаторов (для основных трансформаторов на объекте) необходимо выполнять не позднее, чем через 12 лет после их ввода в работу с учетом результатов профилактических испытаний; для других трансформаторов, а в дальнейшем и для основных — при необходимости, в зависимости от результатов электрических испытаний и измерений и состояния трансформатора.
Во время капитального ремонта необходимо руководствоваться требованиями инструкций по эксплуатации составных частей и комплектующих изделий.
Требования к материалам, составным частям и комплектующим изделиям, которые применяются при капитальном ремонте трансформатора, указаны в общих технических условиях на капитальный ремонт трансформаторов.
Во время капитального ремонта необходимо выполнять работы, направленные на обновление эксплуатационных характеристик трансформатора и его составляющих.
При подготовке к ремонту и в процессе его выполнения необходимо:
произвести замеры характеристик изоляции, потерь и тока холостого хода, сопротивления обмоток постоянному току, сопротивления короткого замыкания, проверить коэффициент трансформации, выполнить анализ трансформаторного масла из бака трансформатора и из бака контактора устройства РПН, вводов согласно установленных норм;
произвести тщательный внешний осмотр и составить перечень внешних дефектов (дефектный акт), которые подлежат устранению во время ремонта;
слить масло из бака, проверив при этом работоспособность маслоуказателя, демонтировать вводы, расширитель, охлаждающие устройства и др.;
снять верхнюю часть бака (при необходимости);
произвести тщательный осмотр активной части и проверить усилия опрессовки обмоток;
проверить изоляцию элементов ярма;
произвести осмотр устройств РПН и отводов;
проверить заземление узлов активной части мегаомметром;
выполнить ремонт ярма, обмоток, отводов, устройства РПН;
выполнить ремонт и покраску бака, расширителя, газоотводных трубопроводов;
выполнить проверку защитных контрольных сигнальных устройств;
выполнить проверку, испытания, ремонт высоковольтных вводов согласно инструкции по их эксплуатации;
выполнить проверку и ремонт оборудования обдува;
выполнить проверку и ремонт устройства РПН согласно инструкции по его эксплуатации;
выполнить проверку и ремонт привода устройства РПН;
выполнить проверку цепей управления и сигнализации системы охлаждения;
произвести очистку или замену масла;
произвести сушку изоляции;
произвести необходимые испытания и измерения.
Подпрессовку (оппрессовку) обмоток необходимо выполнять согласно с РДН 34-38-058-91.
Места установки гидродомкратов и усилия прессовки обмоток указаны на чертежах активной части, которые входят в комплект эксплуатационной документации.
Снятие, при необходимости, верхней части бака выполнить следующим способом:
слить масло с бака трансформатора;
демонтировать систему охлаждения, вводы, расширитель, лестницу, газоотводные патрубки, привод устройства РПН (зафиксировать его положение) и др.;
поддерживая краном устройство РПН, снять болты его крепления к баку, опустить устройство на технологический кронштейн, укрепленный на активной части;
через соответствующие люки на крышке бака вывернуть верхние распорные болты;
снять болты разъема бака и поднять верхнюю часть его краном согласно схемы на габаритном чертеже.
В разъемах, которые подверглись разборке, проверить состояние резиновых уплотнений, и, при необходимости, заменить их. При этом на поверхностях деталей из резины не должно быть:
радиальных полос и поперечных складок;
врезов по периметрах, углах отверстий под болт;
недопрессовок и воздушных пузырей, пористости на торцах;
расслоений на торцах, расхождений стыка и утолщений стыков более допуска на толщину детали.
Прокладки должны быть соосны посадочному месту, не растягиваться между отверстиями, не образовывать волн на месте установки.
Во время монтажа резиновых прокладок необходимо:
во время установки прокладок на склоне или вертикальной поверхности (без отверстий под болты) фиксировать их в нескольких местах при помощи клея 88-Н или аналогичного;
устанавливать прокладку по среднему диаметру уплотняемой поверхности;
во время сборки прокладку зажимать до величины 0,7 ее толщины, при этом затягивать крепления необходимо постепенно по диагонали по кругу до полного зажима прокладки;
во время зажатия производить контроль сжатия прокладки, применяя щупы, калибры, ограничители и измерительные инструменты: линейку, штангенциркуль;
проследить, чтобы после сборки прокладка не выходила за границу внешнего диаметра фланца.
Внеплановое техническое обслуживание трансформаторов напряжением 110кВ
Доливать масло в трансформатор следует через расширитель, согласно схеме чертежа установки расширителя.
Доливать масло в бак контактора устройства РПН следует через его расширитель согласно схеме чертежа установки расширителя трансформатора и инструкции по эксплуатации устройства РПН.
Доливать масло в герметичные вводы, при необходимости, следует дегазированным маслом согласно с указаниями инструкции по их эксплуатации.
Источник
Левина Требования Инструкции распространяются на силовые трансформаторы (отечественные и импортные) и автотрансформаторы, регулировочные трансформаторы и масляные реакторы напряжением до 750 кВ. инструкция
6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ УСТРОЙСТВ РПН
6.1. Устройства РПН должны эксплуатировать согласно инструкции заводов-изготовителей. Местные инструкции должны быть составлены на основе заводских инструкций и требований настоящего параграфа.
6.2. Устройство РПН трансформатора должно постоянно находиться в работе, его работа (число операций) должна фиксироваться счетчиком числа операций.
Блок автоматического управления приводом должен быть постоянно введен в работу и выводиться из работы только при неисправностях и режимах работы трансформаторов, при которых блок автоматического управления не может быть использован.
6.3. При работе трансформаторов, снабженных устройством РПН с блоком автоматического управления приводом, должны быть обеспечены вывод блока из работы и выдача сигнализации неисправности (при наличии блока АРТ-1Н) при:
а) невыполнении команды на переключение (застревании контактов избирателя в промежуточном положении, неисправности приводимого механизма);
б) выходе из строя блока автоматического управления привода;
в) исчезновении питания привода устройства РПН и блока автоматического управления.
6.4. При параллельной работе трансформаторов, снабженных устройством РПН с блоками автоматического управления приводом, должны быть обеспечены вывод блока автоматического управления из работы и сигнализация неисправности (при наличии блока АРТ-1Н):
а) при неисправности блока автоматического управления приводом;
б) при невыполнении команды на переключение (неисправности одного из приводных механизмов, застревании в промежуточном положении контактов избирателя одного из устройств РПН);
в) при рассогласовании коэффициентов трансформации у трансформаторов.
6.5. Блок автоматического управления при повреждении должен быть отключен и устройство РПН следует перевести на дистанционное управление.
6.6. При отказе схемы дистанционного управления устройство РПН следует перевести на местное управление (при наличии последнего) и принять срочные меры по выявлению и устранению неисправности. Переключать устройство РПН с помощью рукоятки на трансформаторе, находящемся под напряжением, не рекомендуется вследствие опасности повреждения трансформатора из-за возможной неправильной установки нового положения устройства РПН и ненормальной длительности цикла переключения. При переключении рукояткой обращать внимание на сигнал перегрузки трансформатора.
6.7. При застревании переключателя в промежуточном положении управление приводом переводится в режим «местное». Из шкафа управления приводом при отсутствии повреждений устройства дается команда на завершение переключения. При неисправности привода операция завершается рукояткой при отсутствии сигнала перегрузки. В этом случае особо обратить внимание на правильность установки устройства в рабочем положении; проверяется последнее по указателям положений. После устранения неисправности следует восстановить нормальную схему. При обнаружении неисправности избирателя или контактора трансформатор должен быть отключен.
6.8. В схеме управления переключающих устройств РПН должны быть постоянно включены блокировки, не позволяющие приводить переключение устройства в действие при токе, превышающем допустимый ток для данного переключающего устройства, возникновении рассогласования положений у однофазных устройств РПН и при понижении температуры масла в контакторе до температуры 25°С. В случае блокировки работы устройства при понижении температуры масла контактора ниже температуры 25°С производство переключений при помощи рукоятки запрещается.
6.9. При осмотрах дежурным персоналом устройств РПН с токоограничивающими реакторами необходимо обращать внимание на следующее:
а) соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления;
б) соответствие положений на указателях приводных механизмов параллельно работающих трансформаторов;
в) строгое соответствие фиксированному положению приводного механизма;
г) уровень масла в баке контакторов (он должен быть в пределах отметок, нанесенных на маслоуказателе);
д) внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства РПН.
6.10. При осмотре дежурным персоналом быстродействующих устройств РПН необходимо обращать внимание на следующее:
а) соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления;
б) соответствие положений на указателях приводных механизмов на устройствах РПН, имеющих пофазное управление, и параллельно работающих трансформаторах;
в) строгое соответствие фиксированному положению приводных механизмов в пределах допусков по лимбу;
г) наличие необходимого уровня масла в отсеке расширителя или баках контакторов;
д) уплотнения заглушек и разъемов (течи масла недопустимы);
е) состояние аварийного клапана бака контактора;
ж) работу обогревателей в приводах и шкафах управления обогревом (в зимний период);
з) состояние воздушного промежутка: корпус контактора — разрядник (сокращение изоляционного расстояния посторонними предметами недопустимо);
и) состояние гибких спусков к вводам ВН или СН, на которых установлено устройство РПН;
к) внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства РПН.
6.11. В быстродействующих устройствах РПН, в которых предусмотрен обогрев контакторов, в зимний период при температуре окружающего воздуха 25°С и ниже должна включаться система автоматического обогрева контакторов. Поскольку устройство РПН может работать только при температурах масла контактора не ниже 25°С, автоматика должна быть настроена так, чтобы при первом включении трансформатора, пока масло не достигнет необходимой температуры, привод блокировался, о чем должен быть сигнал на щите управления.
Система обогрева отключается при наступлении устойчивой температуры окружающей среды выше 20°С.
6.112. При включении находящегося в резерве трансформатора с быстродействующим устройством РПН, оборудованным электроподогревом, в зимний период при температуре окружающего воздуха ниже 20°С (или если перед днем включения температура была ниже 25°С) должна включаться автоматическая система обогрева контакторов на 13—15 ч независимо от указаний п. 6.11. В течение этого времени переключения запрещаются.
Включение системы обогрева вручную (помимо автоматики) запрещается. При включении в зимний период трансформатора с быстродействующим устройством РПН, помещенным в бак трансформатора, привод следует отключить и не проводить переключений до достижения соответствующей температуры масла в трансформаторе согласно инструкции завода-изготовителя.
6.13. Эксплуатационный персонал обязан вести учет работы устройств РПН. Количество переключений, проведенное переключающим устройством и зафиксированное счетчиком, установленным в приводе, должно периодически (не реже 1 раза в месяц) записываться в журнале или паспорте устройства РПН.
6.14. Ревизия элементов схемы управления приводом проводится согласно инструкциям заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в год. Блок автоматического управления проверять с устройством РЗА. При этом необходимо проверять:
а) состояние всех электрических контактных соединений (при необходимости провести регулировку);
б) исправность конечных выключателей;
в) исправность блока автоматического управления и стабильность его уставок.
6.15. Наблюдение за приводным механизмом сводится к его периодическому осмотру, во время которого подтягиваются ослабевшие винты и гайки, проверяется состояние контактов реле и других приборов, наличие смазки на трущихся деталях механизма и в масленках.
6.16. Через каждые 6 мес следует смазывать наружные трущиеся узлы и детали привода переключающего устройства незамерзающей смазкой ЦИАТИМ-201 или ГОИ-54.
6.17. Перед наступлением грозового периода на трансформаторах с выносными разрядниками на обмотке РО 1 раз в год проверять исправность вентильных разрядников.
У быстродействующих переключающих устройств при всех работах на контакторе и разряднике необходимо проверять отсутствие воздуха в опорных изоляторах под разрядниками, для чего следует отвинчивать пробки до появления масла.
6.18. После монтажа, каждой ревизии или длительного отключения трансформатора или в случае длительного отсутствия переключения РПН при подготовке трансформатора к включению под нагрузку необходимо проводить прогонку избирателя ответвлений по всем положениям 2—3 раза для снятия пленки окислов с контактных поверхностей.
6.19. Масло в баках контакторов должно заменяться при снижении пробивного напряжения ниже норм, указанных в п. 5.6; пробу масла отбирать через каждые 5 тыс. переключений, но не реже 1 раза в год.
Замену масла и промывку контактора проводить по заводским инструкциям. При замене масла из бака контактора удалять продукты разложения масла.
6.20. Для увеличения срока службы масла в контакторах устройств РПН с токоограничивающими реакторами, не имеющих воздухоосушительных фильтров, рекомендуется по согласованию с заводом-изготовителем устанавливать указанные фильтры на отверстие для выхода газов. При этом в баке контактора должна сохраняться газовая подушка для обеспечения нормальной его работы.
Текущие ремонты устройств переключения ответвлений с выводом их из работы проводят совместно с текущими ремонтами трансформаторов не реже 1 раза в год или после определенного числа переключений, указанного в заводской инструкции на данный тип переключающего устройства.
Внеочередные осмотры контакторов переключающих устройств проводят в сроки, указанные в Инструкциях заводов-изготовителей.
6.21. При загрязненном и увлажненном масле для контакторов, установленных на опорном изоляторе, при текущем ремонте проводить его ревизию. Бак контакторов полностью освобождается от масла, части контактора и бак очищаются от грязи, и после тщательного осмотра бак снова заполняется чистым сухим маслом. Проводят осмотр, ревизию и смазку элементов привода переключающего устройства.
Ревизию устройства РПН проводят согласно заводской инструкции по эксплуатации устройства РПН данного типа.
6.22. Срок службы контактов контакторов для различных типов устройств РПН неодинаков. Контакты заменяют в соответствии с указаниями завода-изготовителя при неудовлетворительной круговой диаграмме (при нарушении допусков на углы замыкания и размыкания контакторов), при обнаружении износа контактов в соответствии со значениями, указанными в инструкции завода-изготовителя. Не допускается зачищать обгоревшие поверхности контактов, так как это создает дополнительный износ контактов и сокращает срок их службы.
Порядок операций при замене контактов и регулировка нажатия должны строго соответствовать указаниям заводских инструкций.
6.23. После монтажа или ремонта переключающего устройства в обязательном порядке проверяют его работу в объеме и последовательности, указанных в инструкции завода-изготовителя.
При испытании трансформаторов или автотрансформаторов с устройством РПН перед включением их в работу после монтажа или капитального ремонта следует на холостом ходу провести два-три полных цикла переключений для проверки работы устройства РПН.
Эти испытания позволяют проверить качество оборудования, монтажа или ремонта для решения вопроса о возможности ввода устройства РПН в эксплуатацию.
6.24. Эксплуатационный персонал обязан строго учитывать дефекты, неполадки в работе и повреждения устройств РПН, а также фиксировать, после какого числа переключений заменены контакты. Следует также отмечать выполненные реконструкции, замену узлов и ремонты.
7. НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ И НЕИСПРАВНОСТИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ И РЕАКТОРОВ
7.1. Обслуживающий персонал, обнаружив какую-либо неисправность при работе трансформатора и реактора (течь масла или недостаточный его уровень в расширителе, понижение уровня масла во вводе, трещина на вводе, больший обычного нагрев верхних слоев масла, нарушение работы охладителей или вентиляторов обдува, ненормальный шум и пр.), обязан немедленно поставить об этом в известность начальника цеха, подстанции или участка электросети и принять все меры для устранения неисправности, сделав об этом запись в соответствующих журналах.
7.2. Если обнаруженные неисправности не могут быть устранены без отключения трансформатора и реактора, то решение об оставлении трансформатора и реактора в работе или о выводе в ремонт принимается руководством электростанции или предприятия электросети в зависимости от местных условий. При обнаружении внутреннего повреждения (выделения газа и пр.) трансформатор и реактор должны быть отключены обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала.
7.3. Аварийные перегрузки допускаются в исключительных случаях при выходе из строя одного из работающих трансформаторов и отсутствии резерва вне зависимости от предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды, места установки и системы охлаждения согласно табл. 7.1.
Перегрузка по току, % сверх номинального
Длительность перегрузки, мин
7.4. В аварийных случаях, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, трансформаторы с системой охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускают в течение не более 5 сут подряд перегрузку на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки. При этом должны быть приняты все меры по усилению охлаждения трансформатора (включены все вентиляторы дутья, резервные охладители и т. д.).
7.5. Перегрузки согласно пп. 7.3 и 7.4 автотрансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-65, 11677-75, и всех трансформаторов допускаются для любых режимов работы (ВН—СН, СН—ВН и т. д.). Перегрузки автотрансформаторов, не соответствующих требованиям ГОСТ 11677-65, 11677-75, допускаются в размере 50% (по току) значений, приведенных в пп. 7.3 и 7.4, во всех режимах работы.
При перегрузках трансформаторов мощностью более 80 MB·А по пп. 7.3 и 7.4 рекомендуется установить повышенное наблюдение за состоянием трансформатора, в том числе за нагревом бака. После аварийных перегрузок рекомендуется провести внеочередную проверку масла.
Трансформаторы, работающие с повышенной против норм температурой масла или имеющие повышенный нагрев отдельных элементов активной части (приложение 5), допускается перегружать не более чем на 50% (по току) значений, приведенных в пп. 7.3 и 7.4. На трансформаторы, прошедшие реконструкцию со сменой обмоток, указанные ограничения по перегрузке не распространяются.
7.6. Нагрузка трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А, работающих в установках без местного обслуживающего персонала (ТП городских электросетей, КТП сельских электросетей, столбовые подстанции и т. п.), должна быть измерена 2 раза в год в период максимальных и минимальных нагрузок. На основании результатов измерений следует решить вопрос о допустимости оставления в эксплуатации трансформатора с учетом его возможных перегрузок или о замене его более мощным.
7.7. Трансформаторы с дутьевым охлаждением масла (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов дутья допускают работу с номинальной нагрузкой в течение времени:
Температура окружающего воздуха, °С
Допустимая длительность нагрузки, ч
Примечание. Для трансформаторов, не соответствующих требованиям ГОСТ 11677-65, 11677-75, указанные длительности нагрузок относятся к температуре окружающего воздуха, которая на 5°С ниже значений, приведенных в п. 7.7.
7.8. Трансформаторы мощностью до 250 MB·А с охлаждением ДЦ и Ц и реакторы при аварийном прекращении искусственного охлаждения (прекращении работы вентиляторов при системе охлаждения ДЦ, циркуляции воды при системе охлаждения Ц или при одновременном прекращении работы водяных и масляных насосов при системе охлаждения Ц и вентиляторов, насосов при системе охлаждения ДЦ) допускают работу с номинальной нагрузкой в течение 10 мин (или режим холостого хода в течение 30 мин).
Если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80°С, допускается поддерживать номинальную нагрузку до достижения температуры верхних слоев масла до 80°С, но не более 1 ч после прекращения искусственного охлаждения. Для трансформаторов мощностью более 250 MB·А допустимы те же режимы, но при условии, что температура верхних слоев масла не превышает 75°С. Для трансформаторов с направленной циркуляцией масла в обмотках допустимое время работы при нарушении охлаждения принимается согласно указаниям завода-изготовителя.
7.9. При появлении сигнала о повышении температуры масла или о прекращении циркуляции масла, воды или останове вентиляторов дутья обслуживающий персонал обязан выяснить причину неисправности и принять меры к ее устранению.
7.10. При медленном снижении уровня масла в расширителе ниже нормальной отметки в процессе снижения нагрузки или понижения температуры окружающего воздуха принять меры к выяснению и устранению причин неисправности. При этом не следует переводить цепь отключения газовой защиты на сигнал, а долить в трансформатор масло (при наличии пленочной или азотной защиты доливают дегазированное масло). По окончании доливки необходимо выпустить скопившийся воздух из газового реле. При работе реле уровня масла на сигнал принять меры к отключению трансформатора.
Если уровень масла в трансформаторе и реакторе снижается быстро из-за сильной течи, переводить газовую защиту на сигнал запрещается. В этом случае необходимо принять срочные меры по устранению течи, после чего долить масло в трансформатор до соответствующего уровня.
7.11. При появлении сигнала газовой защиты необходимо немедленно включить в работу резервные трансформатор и реактор, затем осмотреть работающие. При обнаружении при осмотре явных признаков повреждения (потрескивание, щелчки и другие признаки повреждения внутри бака, выброс масла) трансформатор и реактор должны быть немедленно отключены, после чего следует проверить газ на горючесть и отобрать пробу газа для проведения химического анализа.
Если признаков повреждения не выявлено, проверять газ на горючесть 1 и отбирать пробы газа на анализ следует до отключения трансформатора и реактора. При обнаружении горючего газа или газа, содержащего продукты разложения изоляции, трансформаторы и реакторы должны быть немедленно отключены, после чего на них должны быть проведены измерения и испытания.
1 Горючим газом считается газ, который горит при проверке на горючесть.
Если проверкой будет установлено, что выделяется негорючий газ и даже отсутствуют в нем продукты разложения изоляции, то трансформаторы и реакторы напряжением 330 кВ и выше следует разгружать и отключать. Если же отключение трансформатора (реактора) вызовет недоотпуск электроэнергии, то они могут быть оставлены в работе на срок, установленный главным инженером энергоуправления.
Трансформаторы и реакторы на напряжения менее 330 кВ при выделении негорючего газа могут быть оставлены в работе при условии наблюдения за их работой и последующим выделением газа. При учащении появления газа в реле и работы защиты на сигнал трансформатор и реактор следует отключить.
Выделение газа в газовом реле бака контакторов погружных быстродействующих РПН при переключениях не является признаком повреждения и не требует ни проведения осмотра контакторов, ни анализа газа.
7.12. Если после отключения трансформатора и реактора газовой защитой проверка покажет, что действие защиты было вызвано горючим или негорючим газом, содержащим продукты разложения изоляции и масла, то повторное включение трансформатора и реактора без проверки не допускается.
7.13. При автоматическом отключении трансформатора и реактора от защит, действие которых не связано с их повреждением, трансформатор и реактор могут быть вновь немедленно включены.
В случае автоматического отключения трансформатора и реактора действием защит от внутренних повреждений следует провести внешний осмотр и проверку трансформаторной установки для выяснения причин отключения трансформатора и реактора. Включать их в работу можно только после устранения выявленных ненормальностей.
7.14. Если отключение трансформатора, имеющего газовую и дифференциальную защиты, вызывает прекращение электроснабжения потребителей, допускается одно повторное его включение при условии, что отключение произошло без видимых внешних признаков повреждения от действия одной из указанных защит.
При наличии признаков внутреннего повреждения трансформатор должен быть выведен в ремонт.
7.15. При авариях на воздушной линии с повреждением одной фазы, при повреждении одного трансформатора в трехфазной группе и обрыве одной фазы в трехфазном трансформаторе могут быть применены несимметричные схемы электропередачи:
а) «два провода — земля» в сетях с изолированной нейтралью напряжением не выше 35 кВ в случае повреждения одной фазы линии;
б) «два провода — нуль» в сетях с заземленной нейтралью в случае повреждения одной фазы линии или одного трансформатора трехфазной группы;
в) «две фазы трансформатора — три фазы линии» при соединении обмоток трансформатора по схеме /.
7.16. Располагаемая мощность трансформаторов при работе их по несимметричным схемам зависит от параметров генераторов, сети и нагрузки.
Ограничение передаваемой мощности может быть вызвано повышенным нагревом (роторов турбогенераторов током обратной последовательности, увеличением уровня помех в линиях связи, повышением вибрации генераторов и др.
При работе по схеме «два провода — земля» располагаемая мощность трансформаторов равна их номинальной мощности. При работе трансформаторной группы на двух фазах располагаемая мощность в самом благоприятном случае составляет не более 67% номинальной мощности группы.
7.17. При возникновении пожара трансформатора и реактора необходимо снять с них напряжение (если они не отключились от действия защиты), вызвать пожарную команду, известить руководство электростанции, предприятия электросетей (подстанции) и приступить к тушению пожара, предварительно отключив разъединители. Одновременно необходимо принять меры для обеспечения электроснабжения потребителей. Если система автоматического пожаротушения не включилась, то необходимо принять меры к включению ее вручную.
При тушении пожара следует принять меры для предотвращения распространения огня, исходя из создавшихся условий. При фонтанировании масла из вводов и поврежденных уплотнений следует для уменьшения давления масла спустить часть масла в дренажные устройства. При невозможности ликвидировать пожар основное внимание должно уделяться защите от огня расположенных рядом трансформаторов и другого неповрежденного оборудования.
Тушить пожар трансформатора и реактора рекомендуется с использованием распыленной воды, химической пены и других средств пожаротушения.
Источник