Что не является критерием для установления сроков осмотров трансформаторов реакторов без отключения
Электрическое оборудование
5.46. При осмотре электрогенераторов ТЭС проверяется:
организация работы автоматических регуляторов возбуждения;
наличие и исправность устройств для пожаротушения генераторов, синхронных компенсаторов;
организация замеров вибрации контактных колец;
наличие запаса водорода, углекислого газа или азота для генераторов с водородным охлаждением.
5.47. При осмотре электродвигателей ТЭС проверяется:
наличие стрелок на электродвигателях и приводимых ими механизмах, указывающих направление вращения;
наличие на электродвигателях, пусковых устройствах, шкафах регулируемого электропривода надписей с наименованием агрегата, к которому они относятся;
наличие на электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, защиты, действующей на сигнал отключения электродвигателя при повышении температуры вкладышей подшипников или прекращении поступления смазки.
5.48. При осмотре электродвигателей проверяется:
наличие перечня ответственных механизмов тепломеханического оборудования, утвержденного техническим руководителем ТЭС, для которых при перерыве в электропитании электродвигателей должен быть обеспечен групповой самозапуск их электродвигателей при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудования;
наличие графика осмотра и опробования совместно с механизмами электродвигателей, длительно находящимися в резерве, и устройств АВР, утвержденного техническим руководителем;
организация проверки сопротивления изоляции обмотки статора и коэффициента абсорбции у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева.
5.49. При осмотре силовых трансформаторов и реакторов ТЭС проверяются:
состояние стационарных средств пожаротушения, маслоприемников, маслоотводов, маслосборников, систем охлаждения, гравийной подсыпки, маслонаполненных вводов; отсутствие течей масла;
нанесение станционных номеров на баках трансформаторов, номеров на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер;
состояние устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов;
состояние устройств сигнализации, блокировок, защит, готовности включения в работу системы непрерывной регенерации масла у трансформаторов мощностью 1 МВА и более.
5.50. При проверке организации эксплуатации силовых трансформаторов и ректоров ТЭС проверяются наличие инструкций по эксплуатации силовых трансформаторов, графиков проведения ремонтов, документации по профилактическим испытаниям трансформаторов; наличие и выполнение графиков осмотра трансформаторов (реакторов) без отключения; организация эксплуатации электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов); организация эксплуатации неработающих (резервных) трансформаторов (реакторов).
состояние маслоприемников, маслосборников, гравийной подсыпки, дренажей, маслоотводов;
наличие блокировок на распределительных устройствах напряжением 3 кВ и выше;
наличие на дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, наружных и внутренних лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов надписей, указывающих назначение присоединений и их диспетчерское наименование;
обозначение расцветки фаз на металлических частях оборудования, оснащение выключателей и их приводов указателями отключенного и включенного положений;
наличие в РУ переносных заземлений, средств по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитных и противопожарных средств;
наличие средств биологической защиты в виде стационарных, переносных или инвентарных экранов на распределительных устройствах напряжением 330 кВ и выше.
5.52. При осмотре РУ ТЭС проверяется наличие документации по организации эксплуатации:
инструкций по эксплуатации РУ;
планов проведения ремонтов оборудования РУ;
документации по испытаниям электрооборудования РУ;
утвержденного графика по контролю за температурой контактных соединений шин в РУ;
документации по организации осмотров оборудования РУ без отключения от сети.
5.54. При проверке организации эксплуатации устройств защит от перенапряжений на ТЭС проверяется наличие:
сведений об очертании (границах) защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий;
схем устройства заземления РУ с указанием мест подключения защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционного оборудования и порталов с молниеотводами, расположения дополнительных заземляющих электродов с данными по их длине и количеству;
паспортных данных по импульсной прочности (импульсные испытательные и пробивные напряжения) оборудования РУ;
паспортных защитных характеристик использованных на РУ и ВЛ ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков;
значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов;
данных о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории РУ;
данных о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи, радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог;
документации о проверке состояния защиты от перенапряжений РУ и ВЛ (ежегодно перед грозовым сезоном).
5.55. При осмотре оборудования, связанного с эксплуатацией энергетических масел на ТЭС, проверяется наличие:
воздухоосушительных фильтров на баках (резервуарах) для хранения масел;
раздельных маслопроводов для приема и подачи трансформаторного или турбинного масла к оборудованию;
раздельных маслопроводов для заливки масел в оборудование и для отработанных масел;
на трубопроводах, предназначенных для залива масла в оборудование, пробоотборных устройств непосредственно перед запорной арматурой на входе в оборудование.
5.56. При осмотре оборудования, связанного с эксплуатацией энергетических масел на ТЭС, проверяется документация по организации эксплуатации энергетических масел на ТЭС, в том числе проверяется:
организация контроля качества электроизоляционного масла;
организация контроля качества трансформаторного масла при приеме и хранении;
организация контроля качества турбинного масла, находящегося на хранении и в эксплуатации;
наличие норм расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях;
наличие распорядительного документа, регламентирующего проведение лабораторных испытаний турбинных нефтяных и огнестойких масел до слива из цистерн;
наличие и ведение журнала на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование;
наличие распорядительного документа по организации хранения постоянного запаса нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости маслосистемы самого крупного агрегата, и запаса на доливки не менее 45-дневной потребности, постоянного запаса огнестойкого турбинного масла в количестве не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата;
5.57. При осмотре аккумуляторных установок ТЭС проверяются:
наличие и работоспособность приточно-вытяжной вентиляции помещения аккумуляторной батареи;
наличие на дверях помещения аккумуляторной батареи надписи «Аккумуляторная», «Огнеопасно», «Запрещается курить» или соответствующих знаков безопасности в соответствии с государственными стандартами о запрещении пользоваться открытым огнем и курить;
наличие на каждой аккумуляторной журнала для записи осмотров и объемов проведенных работ.
5.58. При обходе аккумуляторных установок ТЭС проверяется наличие документации по организации эксплуатации, в том числе:
наличие инструкции по эксплуатации аккумуляторных батарей;
наличие утвержденного техническим руководителем графика осмотра аккумуляторных батарей;
наличие и ведение журналов для записи осмотров и объемов проведенных работ для каждой аккумуляторной установки;
организация периодического анализа электролита кислотных аккумуляторных батарей (ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов).
5.59. При обходе и осмотре воздушных линий электропередачи ТЭС проверяется состояние антикоррозионной защиты стальных опор и металлических деталей опор, грозозащитных тросов и тросовых элементов опор, наличие и исправность дорожных знаков ограничения габаритов, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильными дорогами.
5.60. При обходе ВЛ ТЭС проверяется наличие следующей документации по организации эксплуатации:
инструкции по эксплуатации ВЛ;
документации по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ;
документации по организации проведения периодических и внеочередных осмотров ВЛ, принадлежащих ТЭС (график периодических осмотров должен быть утвержден техническим руководителем):
документации по организации проведения проверок и измерений на ВЛ.
5.61. При обходе и осмотре силовых кабельных линий ТЭС проверяются:
наличие бирок с обозначениями на открыто проложенных кабелях и кабельных муфтах;
наличие в кабельных сооружениях устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения.
5.62. При обходе проверяется наличие следующей документации по организации эксплуатации силовых кабельных линий ТЭС:
документации по организации технического обслуживания и ремонта;
паспорта на каждую кабельную линию с указанием основных данных по линии и архивной папки с документацией;
документации по организации систематического контроля за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств в кабельных сооружениях;
документации по организации осмотров кабельных линий;
документации по организации осмотров туннелей, шахт, кабельных этажей и каналов;
протоколов периодических профилактических испытаний кабельных линий повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования;
данных по пределам допустимых изменений давления масла для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше;
протоколов отбора проб масла из маслонаполненных кабельных линий и проб жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше;
документации по организации технического надзора и эксплуатации устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях.
5.63. При обходе и осмотре оборудования РЗА на ТЭС проверяется:
наличие надписей на панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах, указывающих их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями;
наличие надписей или маркировок на аппаратуре (на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями) согласно схемам с обеих сторон, наличие четких разграничительных линий на панелях с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно;
наличие надписей, четко указывающих назначение устройств, управляемых оперативным персоналом;
наличие маркировок, соответствующих схемам, на проводах и жилах контрольных кабелей, присоединенных к сборкам (рядам) зажимов, в местах разветвления и пересечения потоков контрольных кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр.;
наличие изоляции на концах свободных жил контрольных кабелей;
выполнение мероприятий, препятствующих разрушению изоляции жил контрольных кабелей от воздействия воздуха, света, масла.
5.64. При обходе оборудования РЗА на ТЭС проверяются документация по организации эксплуатации РЗА:
документация по организации периодического контроля и опробования устройства РЗА, вторичных цепей в соответствии с порядком, установленным инструкцией;
техническая документация на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации: паспорта-протоколы, инструкции или методические указания по наладке и проверке, технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик, исполнительные рабочие схемы;
перечень групп устройств, на которые должны быть составлены рабочие программы, утвержденные техническим руководителем ТЭС;
документация по проведению испытаний изоляции цепей РЗА;
документация по персоналу, допущенному к самостоятельной работе на устройствах РЗА.
5.65. При обходе и осмотре аппаратов, машин и опор ВЛ проверяется наличие заземления устройств, в том числе:
выполнение присоединения сваркой заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям (к корпусам присоединение может быть выполнено сваркой или болтовым соединением);
наличие антикоррозионной защиты на заземляющих проводниках;
наличие черной окраски на открыто проложенных заземляющих проводниках.
5.66. При оценке организации эксплуатации заземляющих устройств проверяется наличие документации по:
измерению сопротивления заземляющего устройства и выборочной проверки со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле;
проверке наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством;
измерению напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;
проверке соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям правил устройства электроустановок;
проверке пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль в установках до 1000.
5.67. При обходе и осмотре устройств освещения на ТЭС проверяются:
выполнение питания по отдельным линиям сети внутреннего, наружного охранного освещения электростанций;
наличие стабилизаторов или отдельных трансформаторов в схемах освещения ТЭС;
наличие надписей с наименованием присоединения на щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах);
наличие надписей на предохранителях с указанием значения тока плавкой вставки.
5.68. При обходе устройств освещения проверяется документация по выполнению:
проверки действия автомата аварийного освещения;
проверки исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения;
графика проверки состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытания и измерения сопротивления изоляции, утвержденного техническим руководителем.
5.69. При обходе и осмотре электролизных установок визуально проверяются:
состояние вентилей выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервных электролизерах (должны быть открыты).
5.70. При обходе электролизных установок проверяется наличие документации:
по проверке исправности автоматических газоанализаторов электролизеров;
по выполнению осмотров электролизных установок, работающих без постоянного дежурства персонала, с фиксацией результатов осмотра в эксплуатационном журнале.
31. Охрана труда при выполнении работ на силовых трансформаторах, масляных шунтирующих и дугогасящих реакторах.
31.2. Осмотр газового реле после срабатывания на сигнал и отбор газа из газового реле работающего трансформатора (реактора) должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора (реактора).
31.3. Работы, связанные с выемкой активной части из бака трансформатора (реактора) или поднятием колокола, должны выполняться по специально разработанному для местных условий проекту производства работ.
31.4. Выполнять работы внутри баков трансформатора (реактора) имеют право только специально подготовленные рабочие и специалисты, хорошо знающие пути перемещения, исключающие падение и травмирование во время выполнения работ или осмотров активной части. Спецодежда работающих должна быть чистой и удобной для передвижения, не иметь металлических застежек, защищать тело от перегрева и загрязнения маслом. Работать внутри трансформатора (реактора) следует в защитной каске и перчатках. В качестве обуви необходимо использовать резиновые сапоги.
31.5. Перед проникновением внутрь трансформатора следует убедиться в том, что из бака полностью удалены азот или другие газы, а также выполнена достаточная вентиляция бака с кислородосодержанием воздуха в баке не менее 20%.
Производитель работ при этом должен иметь группу IV.
31.6. Освещение при работе внутри трансформатора должно обеспечиваться переносными светильниками напряжением не более 12 В с защитной сеткой и только заводского исполнения или аккумуляторными фонарями. При этом разделительный трансформатор для переносного светильника должен быть установлен вне бака трансформатора.
31.8. Работы по регенерации трансформаторного масла, его осушке, чистке, дегазации должны выполняться с использованием защитной одежды и обуви.
31.9. В процессе слива и залива трансформаторного масла в силовые трансформаторы напряжением 110 кВ и выше вводы трансформаторов должны быть заземлены во избежание появления на них электростатического заряда.
Что не является критерием для установления сроков осмотров трансформаторов реакторов без отключения
Глава 2.1. Силовые трансформаторы и реакторы
2.1.1. Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.
Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.
2.1.2. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.
2.1.3. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%.
2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.
Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5 кгс/см 2 ) нагрузка должна быть снижена.
2.1.5. Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.
Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.
Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.
2.1.6. Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.
2.1.7. Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.
2.1.8. На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.
Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.
2.1.9. На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.
2.1.10. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.
2.1.11. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.
2.1.12. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.
2.1.13. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.
2.1.14. Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.
2.1.15. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).
В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.
2.1.16. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.
Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.
Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.
Трансформаторы мощностью 1000 кВ*А и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.
Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.
2.1.18. При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.
2.1.19. Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.
Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:
группы соединений обмоток одинаковы;
соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;
коэффициенты трансформации отличаются не более чем на 0,5%;
напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на 10%;
произведена фазировка трансформаторов.
Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов не будет перегружен.
2.1.20. Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5% номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.
Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.
Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.
2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10
перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5
2.1.22. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10% сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.
На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:
2.1.25. Принудительная циркуляция масла в системах охлаждения должна быть непрерывной независимо от нагрузки трансформатора.
2.1.26. Количество включаемых и отключаемых охладителей основной и резервной систем охлаждения ДЦ (НДЦ), Ц (НЦ), условия работы трансформаторов с отключенным дутьем системы охлаждения Д определяются заводскими инструкциями.
2.1.27. Эксплуатация трансформаторов и реакторов с принудительной циркуляцией масла допускается лишь при включенной в работу системе сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды и работы вентиляторов обдува охладителей.
2.1.28. При включении масловодяной системы охлаждения Ц и НЦ в первую очередь должен быть пущен маслонасос. Затем при температуре верхних слоев масла выше 15 °C включается водяной насос. Отключение водяного насоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до 10 °C, если иное не предусмотрено заводской документацией.
Давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей воды не менее чем на 10 кПа (0,1 кгс/см 2 ) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.
Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов, водяных магистралей.
2.1.29. Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего времени:
Допустимая длительность работы, ч 60 40 16 10 6 4
Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:
а) при прекращении искусственного охлаждения работа 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 °C; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВ·А допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной температуры, но не более 1 ч;
б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45 °C.
Требования настоящего пункта действительны, если в инструкциях заводов-изготовителей не оговорены иные.
Трансформаторы с направленной циркуляцией масла в обмотках (система охлаждения НЦ) эксплуатируются в соответствии с заводской инструкцией.
2.1.30. На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55 °C или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 °C, если при этом ток нагрузки менее номинального.
2.1.31. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.
По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования Потребителей. Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.
Персонал Потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением, устанавливаемым на регулировочном ответвлении.
2.1.34. Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:
В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены ответственным за электрохозяйство Потребителя.
Внеочередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:
после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);
при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.
2.1.35. Текущие ремонты трансформаторов (реактивов) производятся по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя.
2.1.37. Внеочередные ремонты трансформаторов (реакторов) должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. Решение о выводе трансформатора (реактора) в ремонт принимают руководитель Потребителя или ответственный за электрохозяйство.
2.1.38. Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110% объема наиболее вместимого аппарата.
2.1.39. Испытание трансформаторов и реакторов и их элементов, находящихся в эксплуатации, должно производиться в соответствии с нормами испытания электрооборудования (приложение 3) и заводскими инструкциями. Результаты испытаний оформляются актами или протоколами и хранятся вместе с документами на данное оборудование.
2.1.40. Периодичность отбора проб масла трансформаторов и реакторов напряжением 110 и 220 кВ для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, должна соответствовать методическим указаниям по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования.
2.1.41. Трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;
ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.
Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.