Монтаж і випробування трансформаторів
6.1 Положення цього розділу поширюються на трансформатори, які надходять з демонтованими складовими вузлами та комплектуючими елементами. Трансформатори, повністю зібрані і залиті маслом на заводі-виготовлювачі, особливих вимог щодо монтажу не мають. В усіх випадках перед проведенням монтажу слід вивчити комплект заводської документації.
6.1.1 Монтаж трансформаторів здійснюється без ревізії активної частини, якщо під час транспортування, розвантаження та зберігання не було порушень, які могли б призвести до пошкоджень усередині бака. За наявності порушень перед установленням основних частин здійснюється ревізія з підняттям верхньої частини бака (або активної частини).
Монтаж складових частин необхідно здійснювати відповідно До вимог заводської нормативної документації з урахуванням маркування, нанесеного на складові частини та деталі.
При ущільненні роз’ємів затягувати кріплення необхідно одночасно з протилежних боків по всьому периметру. При округленні торця гумового ущільнення затягування вважається достатнім.
6.1.2 Особливу увагу під час монтажу необхідно приділяти забезпеченню збереження активної частини від пошкоджень при установленні складових частин, які вимагають розгерметизації бака трансформатора (вводів, вбудованих трансформаторів струму, ізоляційних циліндрів вводів і т. ін.).
У процесі розгерметизації необхідно передбачати спеціальні заходи щодо запобігання зволоженню ізоляції трансформатора.
6.1.2.1 Початком розгерметизації вважається розкриття будь-якої заглушки, яка забезпечує доступ зовнішнього повітря в бак, закінченням – герметизація бака.
У процесі монтажу роботи при розгерметизації можуть здійснюватись, якщо масло злите (у баку трансформатора воно знаходиться нижче пресувальних кілець обмоток або повністю відсутнє) або за його наявності (пресувальні кільця обмоток закриті маслом).
6.1.2.2 Захист ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище від зволоження при розгерметизації слід здійснювати подаванням у бак трансформатора осушеного повітря.
Для трансформаторів, заповнених маслом до рівня пресувальних кілець, допускається розгерметизація надмасляного простору загальною тривалістю не більше 2 год без продування сухим повітрям за умови виконання заходів щодо запобігання зволоження ізоляції згідно з 6.1.2.3.
6.1.2.3Для трансформаторів на напругу 110 – 330 кВ потужністю менше 400 МВ∙А, які знаходяться в розгерметизованому стані, дозволяється проведення робіт без подавання в бак сухого повітря за таких умов: температура активної частини повинна бути не менше
10 °С і перевищувати точку роси зовнішнього повітря під час усього періоду розгерметизації не менше ніж на 10 °С при злитому маслі, і не менше ніж на 5 °С – при розгерметизації без зливання масла.
Якщо стан зовнішнього середовища не забезпечує зазначеної вимоги, перед розгерметизацією слід нагріти трансформаторі керуючись інструкцією з прогрівання.
Тривалість розгерметизації не повинна перевищувати:
- 12 год – якщо масло злите;
- 20 год – без зливання масла
Відносна вологість зовнішнього повітря не повинна перевищувати 85 %.
У період розгерметизації необхідно організувати безперерв-V роботу монтажного персоналу, щоб скоротити час знаходження трансформаторів у розгерметизованому стані.
6.1.2.4 Температура активної частини визначається будь-яким термометром (крім ртутного), який установлено на верхньому ярмі магнітопроводу.
Для трансформаторів, які не підлягали нагріванню, температуру активної частини допускається визначати за температурою масла.
6.1.2.5 Відносна вологість і точка роси зовнішнього повітря визначаються відповідними приладами.
6.1.3 Якщо під час транспортування, розвантаження або зберігання не було порушень, які могли б призвести до погіршення стану активної частини трансформатора, монтаж складових частин трансформаторів на напругу до 330 кВ здійснюється без зливання масла з бака нижче рівня пресувальних кілець обмоток.
6.1.4 Для монтажу складових частин трансформаторів напругою 400 кВ і вище, а також для трансформаторів на напругу 110 – 330 кВ у випадках, коли могли мати місце пошкодження їх складових частин, необхідно повністю зливати масло з бака трансформатора.
У трансформаторах, які надходять без масла, необхідно повністю видалити залишки масла через зливний отвір у дні бака.
Після зливання масла необхідно розкрити монтажні люки і виконати такі роботи:
- видалити ізоляційні циліндри високовольтних вводів і кріплення до них, якщо вони не перевозились у баку трансформатора в транспортному положенні;
- зняти транспортні деталі і деталі кріплення відводів згідно з експлуатаційною документацією;
- здійснити зовнішній огляд стану механізмів та електричних контактів пристрою РПН. Для перевірки стану пристрою РПН необхідно здійснити не менше одного циклу перемикання вручну при змонтованих приводних механізмах, узгоджених з вибірниками відгалужень. При цьому перевіряються правильність роботи механізму і надійність контакту між рухомими та нерухомими контактами згідно з ГКД 34.46.401 – 96.
- виконати роботи всередині бака, додержуючись таких вимог:
а) до роботи допускати тільки кваліфікований персонал;
б) одяг повинен бути чистим, без металевих застібок, у кишенях не повинно бути зайвих предметів;
в) під час роботи не наступати на ізоляційні деталі;
г) після закінчення робіт у баку не повинно залишатись предметів, для цього необхідно до початку і після закінчення роботи ретельно перевірити і підрахувати номенклатуру і кількість інструменту, пристосувань, кріплення і т. ін.
– установити вводи, контролюючи ізоляційні відстані:
а) екран вводу – елементи активної частини (обмотка, ізоляційна перегородка, кріплення відводів);
б) екран вводу – циліндр вводу. Вони повинні бути:
для вводів на напругу 150 – 330 кВ – не менше 20 мм;
для вводів на напругу 400 – 500 кВ – не менше 30 мм;
для вводів на напругу 750 кВ – не менше 50 мм;
в) циліндр вводу – обмотка, ізоляційна перегородка, які повинні відповідати вимогам експлуатаційної документації, а при відсутності в експлуатаційній документації вимог вони повинні бути:
для трансформаторів на напругу 150 – 500 кВ – не менше 20 мм;
для вводів на напругу 750 кВ – не менше 30 мм;
- перевірити стан і привести в робоче положення елементи розкріплення активної частини в баку трансформатора згідно з заводською експлуатаційною документацією;
- здійснити герметизацію бака трансформатора і перевірити його герметичність (ГОСТ 3484.5-88).
6.1.5Якщо було порушено вимоги 6.1.2 з метою оцінення стану ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище, то наприкінці розгерметизації відбирають установлені на активній частині зразка для перевірки їх на вологовміст.
6.1.6Під час монтажу високовольтних вводів на напругу 110 – 750 кВ необхідно приділяти особливу увагу ущільненню контактної шпильки лінійного відводу, справності з’єднання порожні вводів з виносними бачками, надійному розміщенню з’єднувальних трубок і манометрів.
Під час монтажу вводів без зливання масла нижче рівня пресувальних кілець обмоток слід застосовувати пристрої, які забезпечують безпечне та надійне їх установлення.
6.1.7При приєднанні відводів обмоток НН необхідно забезпечити надійність контактного з’єднання, звернути особливу увагу на ізоляційні відстані гнучких зв’язків між собою та іншими уземленими і струмоведучими елементами, які повинні відповідати вимогам експлуатаційної документації на трансформатор. При цьому гнучкі з’єднання не повинні натягуватись.
6.1.8У процесі розгерметизації повинні бути встановлені вбудовані трансформатори струму, вводи, ізоляційні циліндри вводів, охолоджувальні пристрої системи охолодження на баку трансформатора, пристрої РПН, газовідвідний трубопровід та інші складові частини, передбачені конструкцією трансформатора та способом його транспортування.
Монтаж системи охолодження може здійснюватись незалежно від розгерметизації трансформатора. При цьому приєднання системи охолодження до бака і заповнення її маслом здійснюється після заливання трансформатора маслом із вжиттям заходів щодо уникнення попадання повітря всередину трансформатора. Вказівки щодо окремого заповнення системи охолодження маслом наводяться в інструкції з експлуатації системи охолодження.
Перед приєднанням виносної системи охолодження до бака слід забезпечити нахил трансформатора на фундаменті, якщо це передбачено експлуатаційною документацією.
6.1.9Після закінчення робіт, які вимагають розгерметизації трансформатора, здійснюються герметизація, заливання, доливання трансформатора маслом за показниками згідно з додатком Б.
6.1.10 Монтаж складових частин, не пов’язаний з необхідністю розгерметизації активної частини (розширник, газове реле, відсічний клапан, контрольні та силові кабелі, термометри манометричні і т. ін.) може здійснюватись як до розгерметизації, так і після неї.
Для трансформаторів з плівковим захистом масла до установлення розширника необхідно виконати монтаж гнучкої оболонки та витискання повітря, керуючись інструкцією на розширник з гнучкою оболонкою. При цьому необхідно перевірити спрацьовування масловказівника при максимальному та мінімальному рівнях масла в розширнику.
Гніздо, в яке встановлюється датчик манометричного термометра, необхідно заповнити трансформаторним маслом.
6.1.11 Додаткове оброблення ізоляції, сушіння, підсушування ізоляції трансформатора на напругу 110 кВ і вище, якщо це необхідно, провадиться згідно з РД 16.363-87 і заводською документацією, а для трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче – згідно з додатком В.
6.1.12 Допускається проведення монтажних робіт, які потребують розгерметизації трансформатора, на монтажній ділянці, де повинні бути створені необхідні для цього умови
При підніманні краном повністю зібраного трансформатора масою більше 200 т схему стропування і піднімання потрібно узгоджувати з підприємством-виготовлювачем.
6.1.13Після монтажу і приєднання розширника до трансформатора необхідно встановити потрібний рівень масла в розширнику з урахуванням температури масла в трансформаторі.
6.1.14Результати проведених робіт, перевірок під час розгерметизації, монтажу трансформатора, системи охолодження, пристрою РПН, вакуумування і заливання маслом слід оформляти відповідними протоколами.
6.2 Випробувати трансформатори необхідно в обсязі, передбаченому ГКД 34.20.302-2002.
6.2.1 Після збирання трансформатор необхідно випробувати на маслощільність.
Трансформатори, які мають плівковий захист масла, випробуються наднормальним тиском повітря 10 кПа (0,1 кгс/см2), решта трансформаторів – наднормальним тиском азоту 10 кПа (0,1 кгс/см2) у надмасляному просторі розширника.
Температура масла в баку трансформатора під час випробування не повинна бути нижче ніж 20 °С.
Тривалість випробування – не менше 3 год.
Оболонки азотного захисту, за його наявності, осушник азотний та повітроосушник під час випробувань потрібно від’єднати.
Трансформатор вважається маслощільним, якщо під час візуального огляду відсутня теча масла.
Після закінчення випробування трансформаторів, які мають азотний захист, при зливанні масла до необхідного рівня оболонки азотного захисту потрібно приєднувати до розширника.
6.2.2Відбирати проби масла і перевіряти масло в баку трансформатора необхідно згідно з додатком Б, а в баку контактора – згідно з додатком Г.
6.2.3Втрати неробочого ходу при малій напрузі в трансформаторах потужністю
10 МВ∙А і більше на напругу 35 кВ і в усіх трансформаторах на напругу 110 кВ і вище необхідно вимірювати за схемами, за якими вимірювались втрати під час випробувань на підприємстві-виготовлювачі. Частота і величина підведеної напруги повинні відповідати паспортним.
Втрати неробочого ходу вимірюються на початку всіх випробувань і вимірювань, перед подаванням на обмотки трансформатора постійного струму (вимірювання омічного опору обмоток постійному струму, прогрівання трансформатора постійним струмом, вимірювання опору ізоляції обмоток).
Для трифазних трансформаторів співвідношення втрат не повинне відрізнятись від паспортних більше ніж на 5 %.
Для однофазних трансформаторів різниця між одержаними значеннями втрат і паспортними повинна становити не більше ніж 10 %.
В окремих випадках при узгодженні з підприємством-виготовлювачем можуть допускатись і більші різниці.
6.2.4Перевіряти пристрої РПН та ПБЗ слід, керуючись відповідними заводськими інструкціями.
6.2.5 За необхідності потрібно перевіряти коефіцієнт трансформації на усіх ступенях переключення.
Виміряний коефіцієнт трансформації не повинен відрізнятись більше ніж на 2 % від коефіцієнта трансформації, розрахованого за номінальними напругами ступенів для тих же відгалужень інших фаз трансформатора або від коефіцієнта установленого заводом-виготовлювачем.
6.2.6Необхідно виміряти опір постійному струму обмоток, зазначених у паспорті трансформатора.
Трансформатори з пристроями РПН та ПБЗ перед вимірюванням омічних опорів необхідно переключати з першого в останнє положення і назад.
Значення опорів трифазних трансформаторів, одержані на однакових відгалуженнях різних фаз при однаковій температурі, не повинні відрізнятись один від одного більше ніж на 2 %. Якщо в паспорті трансформатора, який має конструктивні особливості, є запис про розходження більше, ніж на 2 %, то норму 2 % необхідно збільшити до величини розходження, зазначеної в паспорті.
Одержані значення опорів однофазних трансформаторів не повинні відрізнятись більше ніж на 5 % від значень, наведених у паспорті трансформатора.
6.2.7Вимірювати характеристики ізоляції (R60"і tgδ) трансформатора та оцінювати її стан потрібно згідно з протоколом заводу-виготовлювача або попередніми вимірюваннями. Найменші значення характеристик ізоляції наведено в додатку Д.
6.2.8 Рекомендується випробувати прикладеною напругою ізоляції обмоток з номінальною напругою до 35 кВ однохвилинною випробною напругою промислової частоти, яка дорівнює 90 % значення, зазначеного в паспорті трансформатора.
Після випробування ізоляції однохвилинною випробувальною напругою слід перевірити ізоляцію обмоток індуктованою напругою частотою 50 Гц, величиною не вище 1,3 номінальної при тривалості витримки 20 с.
При цьому вводи нейтралі, які мають меншу ізоляцію, ніж лінійні, повинні бути заземлені.
6.2.9Випробування та налагодження системи охолодження необхідно провадити, керуючись відповідною інструкцією.
6.2.10 Необхідно налагодити газовий захист трансформатора
Робота газового реле, установленого на трансформаторах з плівковим захистом, перевіряється відповідно до інструкції на газове реле. Перевіряти працездатність газового реле, установленого на трансформаторах з плівковим захистом, нагнітанням до нього повітря забороняється.
Заповнювати газове реле маслом потрібно при повільному відкриванні засувки з боку розширника. При цьому пробку для випуску газу з газового реле необхідно відкривати.
Уставка газового реле повинна відповідати вимогам експлуатаційної документації на трансформатор. За відсутності в експлуатаційній документації таких вимог слід приймати таку уставку, яка відповідає максимальній чутливості і виключає спрацьовування реле під час пуску і зупинки електронасосів системи охолодження.
Випробувати ізоляцію між струмовідними та заземленими частинами кіл з приєднаними трансформаторами струму, газовими і захисними реле, датчиками масловказівників, відсічним клапаном, датчиками температури, пристроями РПН та манометричними термометрами напругою 1000 В, 50 Гц необхідно протягом 1 хв при від’єднаних роз’ємах манометричних термометрів. Ізоляцію манометричних термометрів випробують напругою 750 В, частотою 50 Гц протягом 1 хв.
У трансформаторах потужністю 63 МВ∙А і більше потрібно виміряти опір короткого замикання Zk.
6.2.13 Перевірку встановлених вводів, вбудованих трансформаторів струму та відсічного клапана необхідно здійснювати згідно з відповідною інструкцією.
6.2.14 Результати випробувань і налагодження необхідно оформляти протоколом.