Эксплуатация трансформаторов

_________________________________
«СОГЛАСОВАНО»
ЗАМ. ДИРЕКТОРА
«УТВЕРЖДАЮ»
______________________
«____»__________ 2008г.
______________________
«____»__________ 2008г.
Инструкция
№ Э-1
по эксплуатации силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ
Инструкция обязательна:
1. Для персонала по обслуживанию
электрооборудования.
2. Для оперативного и оперативно
производственного персонала
3. Для ИТР ЭВС и ЭХЗ.
_______
2008год.
1
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ИНСТРУКЦИИ.
1.1. Данная инструкция (далее - инструкция) распространяется на силовые масляные
трансформаторы отечественного производства общего назначения напряжением 610/0,4кВ.
1.2. При эксплуатации конкретных типов трансформаторов, которые имеют
конструктивные особенности, необходимо дополнительно руководствоваться
заводскими инструкциями по эксплуатации.
1.3. Инструкция не распространяется на трансформаторы специального назначения.
1.4. Положение этой инструкции, есть обязательным для персонала, занятого монтажом,
наладкой и техническим обслуживанием трансформаторов.
2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
2.1.Общие сведения о силовых трансформаторах.
2.1.1. Трансформатор – это статический электромагнитный преобразователь электроэнергии ,
имеющий две и большее число индуктивно связанных обмоток и предназначенный для
изменения напряжения переменного тока.
2.1.2. Силовой трансформатор 6(10)/0,4 кВ представляет собой статический электромагнитный
аппарат, предназначенный для преобразования переменного тока одного напряжения в
переменный ток другого напряжения.
2.1.3. Трансформаторы в зависимости от мощности и напряжения разделены на следующие
габариты:
І габарит – трансформаторы мощностью до 100 кВА;
ІІ габарит – мощностью 160  630 кВА;
ІІІ габарит – мощностью 1000  6300кВА;
IV габарит – мощностью 10000 кВА с напряжением 35 кВ, и все трансформаторы с
напряжением обмотки ВН 110 кВ;
V габарит – мощностью 40000кВа и более с напряженим обмотки ВН 220 кВ и выше.
Трансформаторы І, ІІ и ІІІ габаритов имеют напряжение обмоток ВН до 35 кВ.
2.1.4.Условное обозначение трансформатора состоит из буквенной и числовой частей. Буквы
обозначают: Т – трехфазный трансформатор, О – однофазный трансформатор; А –
автотрансформатор, Р - с расщепленной обмоткой НН, Ф – с форсированной системой
охлаждения,М – с естественным масляным охлаждением; Д- принудительная циркуляция
воздуха; Ц- принудительная циркуляция воды и масла; ДЦ - принудительная циркуляция
воздуха и масла; Г – грозоупорный трансформатор; Н в конце – трансформатор с
регулированием напряжения под нагрузкой; Н – на втором месте – заполнение негорючим
жидким диэлектриком. Если в обозначении типа трансформатора буква Т стоит третьей, то
она означает трехобмоточный трансформатор. В условном обозначении типа трансформатора
указывают также год разработки конструкции, климатическое исполнение и категории
размещения.
2.1.5. Первые цифры обозначают мощность трансформатора, через дробь – класс напряжения
по высокой стороне
Пример. Тип ТМ-63/10-87У1 обозначает трехфазный двухобмоточный трансформатор с
естественным масляным охлаждением мощностью 63кВА и напряжением обмотки ВН 10кВ ,
У-предназначен для работы в условиях умеренного климата, 1- на открытом воздухе.
2.1.5. Силовые трансформаторы различают : по способу охлаждающей среды—масляные и
сухие;
по числу обмоток – двухобмоточные и трехобмоточные;
по количеству фаз – однофазные и трехфазные.
Масляными трансформаторами - называются трансформаторы в которых обмотки в месте с
магнитной системой погружаются в бак с маслом.
Сухими трансформаторами – называют трансформаторы, у которых основной изолирующей
средой служит воздух, газ, а охлаждающей средой – атмосферный воздух.
2
2.2.Описание работы трансформатора.
2.2.1 Работа трансформатора основана на явлении электромагнитной индукции. К первичной
обмотке трансформатора подводится переменное напряжение. По этой обмотке проходит
переменный ток, который создает в магнитопроводе трансформатора переменный магнитный
поток, пронизывающий первичную и вторичную обмотки и индуцирует в них
электродвижущие силы (ЭДС).
Если вторичную обмотку замкнуть на какой-либо приемник энергии, то под действием
индуцируемой ЭДС, по этой обмотке и через приемник энергии будет протекать ток.
Одновременно в первичной обмотке появится нагрузочный ток, который в сумме с током
холостого хода составит первичный ток. Таким образом, электрическая энергия
трансформируясь, будет передаваться из первичной сети во вторичную, но уже при другом
напряжении, на которое рассчитан приемник энергии, включенный во вторичную сеть.
2.3. Техническая документация по силовым трансформаторам
2.3.1. На каждый трансформатор должна быть следующая документация:
- паспорт трансформатора;
- акты приемо-сдачи при вводе в эксплуатацию;
- протоколы испытания силового трансформатора (при техобслуживании);
- протоколы анализа трансформаторного масла (при необходимости);
- акты аварийных повреждений трансформатора;
- акты произведенного капитального ремонта трансформатора.
2.3.2. Каждое перемещение трансформатора, переключение ПБВ и отключение в период
ремонтов фиксируется в паспорте трансформатора.
2.4. Общие требования к силовым трансформаторам
2.4.1. Параметры трансформаторов должны отвечать режимам работы электрической сети
согласно с «Правилами устройства электроустановок». При этом должны быть учтены
продолжительные нагрузочные режимы, кратковременные перегрузки и толчкообразные
нагрузки, а также возможные в эксплуатации продолжительные перегрузки. Эти требования
касаются всех обмоток многообмоточных трансформаторов.
2.4.2. Основные номинальные параметры (каталожные данные) силовых трансформаторов
указаны в таблице 2.2.
1
1.
2.
3.
4.
5.
6.
2
ТМ25/10У1
ТМ40/10У1
ТМ63/10У1
ТМ100/10У1
ТМ160/10У1
ТМФ-
Номинальная
мощность,
КВА
№№
пп
Тип
Таблица 2.2.
Ток, А
Напряжения, кВ
Потери,
кВт
Масса, Т
uk
%
уст.
ток кз
Iкз max
номи
нальн
ый
Іном,
3
25
4
780
5
36
6
6; 10
7
0,4
8
0,13
9
0,6
40
1340
58
6; 10
0,4
0,19
63
1900
91
6; 10
0,4
100
3100
145
6; 10
160
5000
231
160
5000
231
пол
ная
мас
ла
10
4,5
11
0,35
12
0,13
0,88
4,5
0,45
0,16
0,26
1,28
4,5
0,54
0,19
0,4
0,36
1,97
4,5
0,67
0,22
6; 10
0,4; 0,69
0,56
2,65
4,5
0,97
0,33
6; 10
0,4; 0,69
0,56
2,65
4,5
0,97
0,33
ВН
НН
Рхх
Ркз
1
7.
8.
9.
10
11
12
13
2
160/10У1
ТМ250/10У1
ТМФ250/10У1
ТМ400/10У1
ТМФ400/10У1
ТМ630/10У1
ТМФ630/10У1
ТМ1000/10У1
Номинальная
мощность,
КВА
№№
пп
Тип
3
Потери,
кВт
Напряжения, кВ
Ток, А
Масса, Т
uk
%
уст.
ток кз
Iкз max
номи
нальн
ый
Іном,
3
4
5
6
7
8
9
250
7800
360
6; 10
0,4; 0,69
0,82
250
7800
360
6; 10
0,4; 0,69
400
13000
580
6; 10
400
13000
580
630
17000
630
100
0
пол
ная
мас
ла
10
11
12
3,70
4,5
1,3
0,43
082
3,70
4,5
1,3
0,38
0,4; 0,69
1,05
5,50
4,5
1,90
0,53
6; 10
0,4; 0,69
1,05
5,50
4,5
1,85
0,53
910
6; 10
0,4; 0,69
1,56
7,60
5,5
3,00
0,95
17000
910
6; 10
0,4; 0,69
1,56
7,60
5,5
3,00
0,95
31000
910
6; 10
0,4 - 10,5
2,45
12,2
5,5
5,00
1,54
ВН
НН
Рхх
Ркз
2.4.3. Трансформаторы необходимо устанавливать так, чтобы были обеспечены доступные
и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателе, а крышка бака
трансформатора с расширителем имела подъем в сторону расширителя не менее 2 %, для чего
используются металлические подкладки под бак трансформатора со стороны расширителя.
2.4.5. Двери трансформаторных помещений должны быть постоянно закрыты. На дверях и
в трансформаторных помещениях должны быть нанесены диспетчерские наименования;
вывешены плакаты безопасности.
2.4.6. Трансформаторы необходимо эксплуатировать с защитой от повреждений и токовых
перегрузок в сети.
2.4.7. Трансформатор должен быть надежным в эксплуатации; экономичным; заложенные
расчетом потери не должны превышать допустимых пределов; удовлетворять условиям
параллельной работы; не перегреваться; выдерживать допустимое нормами превышение
напряжения и внешние короткие замыкания при обусловленных стандартом значениях
кратности и длительности протекания тока; допускать регулирование напряжения.
2..4.8. При эксплуатации понижающих трансформаторов с напряжением 6-10/0,4кВ должна
быть обеспечена их длительная и надёжная работа путём:
- соблюдения нагрузок, напряжений и температур в пределах установленных норм;
- поддержания характеристик масла и изоляции в нормированных пределах;
- содержания в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования
напряжения;
- защиты трансформатора от токов короткого замыкания;
- защиты масла и др.
2.4.9. Трансформаторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской,
стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.
3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1. Нормальный режим работы.
4
3.1.1. Нормальными режимами работы трансформаторов являются такие режимы, на
которые рассчитан трансформатор и при которых он может длительно работать при
допустимых стандартами или техническими условиями отклонениях от основных параметров
(напряжение, ток, частота, температура отдельных элементов) и нормальных условиях работы
(климат, высота над уровнем моря).
Номинальные данные трансформатора указываются предприятием-изготовителем на
щитке и в паспорте.
3.1.2. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности, не
превышающей номинальную) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше
номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть
не выше наибольшего рабочего.
3.1.3. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой
обмотки на 5% от номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не
превышает номинального.
3.1.4. Допускается параллельная работа двух- или трех обмоточных трансформаторов на
всех обмотках, а также двух обмоточных с трех обмоточными, если не одна из обмоток
параллельно включенных трансформаторов не нагружена больше ее допустимой нагрузочной
возможности. Параллельная работа трансформаторов с отношением номинальных мощностей
больше трех не рекомендуется.
Условия параллельной работы трансформаторов:
- номинальные напряжения и коэффициенты трансформации обмоток должны быть
одинаковыми. Допускается расхождение для трансформаторов с коэффициентом
трансформации меньше или равным 3 в пределах 1%; для всех остальных 0,5%;
- значение напряжения короткого замыкания не должно отличаться больше чем на 10%;
- группы соединения трансформаторов должны быть одинаковыми.
3.2. Нагрузочная возможность трансформаторов
3.2.1. Допустимые систематические нагрузки превышают номинальную нагрузку
трансформатора, но они не вызывают сокращения установленного срока службы, так как при
этом износ витковой изоляции трансформатора не превышает нормального.
Допустимые аварийные перегрузки вызывают повышенный, сравнительно с нормальным,
износ витковой изоляции, что может повлечь сокращение установленного срока службы
трансформатора
3.2.2. Для трех обмоточного трансформатора допустимые нагрузки определяются, как для
нагруженной фазы наиболее нагруженной обмотки.
3.2.3. Допустимые по величине и продолжительности аварийные перегрузки масляных
трансформаторов относительно номинального тока в процентах, если другие данные не
указаны в инструкциях завода – изготовителя, наведены в табл. .№ 3.1.
Трансформатор
масляный
Длительность
перегрузки, мин.
30
Таблица 3.1.
Допустимая перегрузка, в %
45
60
75
140
120
80
45
20
10
3.3. Контроль режимов работы силовых трансформаторов
3.3.1. Перегрузка трансформаторов нежелательна, для чего в процессе эксплуатации
трансформаторов должны осуществляться систематический контроль за режимом их работы
не реже двух раз в год (в период максимальных и минимальных нагрузок), необходимо
измерять нагрузку, проверять равномерность ее распределения пофазно, контролировать
температуру масла и записывать показания в паспорте на трансформатор.
Указанный контроль необходим для обеспечения:
- нормальной и равномерной электрической нагрузки обмоток трансформатора;
5
-
нормального напряжения, подаваемого в сеть НН;
минимальных потерь электроэнергии в меди и стали трансформатора;
обоснования требований изменению мощности трансформатора на подстанции или
конфигурации питающей его сети.
3.4. Аварийный режим
3.4.1. Аварийными режимами работы трансформатора считаются такие режимы, в
которых он не может долго работать, так как отклонения даже одного из основных его
параметров от номинального значения при достаточной продолжительности создает
угрозу повреждения или разрушение частей трансформатора.
3.4.2. К аварийными режимами работы трансформаторов относят:
- работу со сверхтоками при внешних КЗ;
- перегрузки, вызванные самозапуском электродвигателей при внезапном
восстановлении напряжения в сети; подключением дополнительной нагрузки
(например, при автоматическом включении резерва); толчкообразной, ударной
нагрузкой;
- повышение напряжения на выводах выше предусмотренного, вызывает возрастание
намагничивающего и вихревых токов трансформатора. При недопустимой
длительности такого режима происходит перегрев обмоток и сердечника
трансформатора, повреждение изоляции и «пожар железа» сердечника;
- появление резонансных явлений.
3.4.3. Показателями нагрузки трансформатора являются коэффициенты загрузки (Кз) и
неравномерного её распределения (Кн), которые определяются по следующим формулам:
К
К
н

з

I
1 
3 I
I
I
max
A
max
;
ном
 I min
 I B  I C
,
где Iном – номинальный ток, указанный на заводском щитке трансформатора;
Imax – ток максимально загруженной фазы;
Imin – ток минимально загруженной фазы;
1/3(IА+IВ+IС) – среднее значение загрузки фаз.
3.4.4. Коэффициент загрузки трансформатора в условиях нормальной эксплуатации не
должен превышать 1.
3.4.5. Неравномерность нагрузки трансформатора по фазам приводит к его неполному
использованию и к искажению симметричности напряжения. Не допускается эксплуатация
трансформатора с неравномерной нагрузкой фаз, при которой коэффициент неравномерности
более 20%.
3.4.6. При выявлении трансформатора с неравномерной нагрузкой фаз более 10%
необходимо в недельный срок произвести перераспределение нагрузок.
3.4.7. Нагрузка трансформаторов изменяется как в течение суток, так и в течение года.
При этом большую часть времени (особенно, в ночное время), она ниже номинальной. При
такой нагрузке износ изоляции трансформаторов уменьшается. Поэтому для них допускаются
систематические и кратковременные перегрузки, которые указаны в таблице 3.1.
3.4.9. При эксплуатации трансформаторов следует обращать особое внимание на
величину тока в нейтрали обмотки НН, при асимметричной нагрузке трансформатора в % от
номинального тока обмотки, который не должен превышать допустимый для нейтрали ток,
указанный в технической документации на конкретные трансформаторы:
- при соединении обмоток ВН-НН звезда – звезда - нуль: от 10% до 25%;
- при соединении обмоток ВН-НН треугольник – звезда - нуль: от 75% до 100%.
6
3.5. Неисправности трансформаторов и причины повреждения
3.5.1. Неисправности трансформатора.
3.5.1.1. Неисправности трансформатора можно выявить во время осмотра, по результатам
физико-химического анализа масла из бака трансформатора и профилактических
испытаний.
3.5.1.2. При выявлении неисправности необходимо выполнить все возможные
мероприятия по их устранению. Если выявленные неисправности нельзя устранить без
отключения трансформатора, его необходимо отключить. Отключать трансформатор для
более детального выяснения причин неисправности с последующим выводом его в ремонт
в следующих случаях:
- сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри;
- ненормальном и постоянно возрастающем нагреве при нормальной нагрузке и
охлаждении;
- выбросе масла из расширителя;
- течи масла с уменьшением его уровня ниже масломерного стекла;
- появление трещин и сколов фарфора на вводах трансформатора, а также коронных
разрядов или следов перекрытия;
- резкое изменение цвета трансформаторного масла.
3.5.1.3. При снижении уровня масла в расширителе трансформатора, необходимо
осмотреть трансформатор, определить причину снижения уровня масла, устранить ее и
провести восстановление уровня масла. Основной причиной снижения уровня масля в
расширителе является нарушения маслоуплотнителя трансформатора и, если течь масла
устранить без отключения трансформатора невозможно, отключить трансформатор и
устранить течь масла.. В случае снижения уровня масла при снижении температуры
окружающего воздуха, необходимо долить масло в силовой трансформатор.
3.5.1.4. Внутри трансформатора могут иметь место выявленные при испытаниях
следующие неисправности:
- междуфазные КЗ внутри бака и на вводах;
- замыкания между витками одной фазы (межвитковые замыкания);
- замыкания на землю обмоток;
- перекрытие изоляции вводов;
- обрыв фаз (чаще всего происходит в местах контактов);
- обрыв нулевого провода (особо опасная авария, которая при одновременном обрыве
одного из фазных проводов может вызвать повышение напряжение на выводах
трансформатора);
- старение изоляции.
3.5.2. Причины повреждения трансформаторов
- несистематическая проверка подтяжки шпилек выводов на сторонах ВН и НН, как
следствие – появление «горячих точек» в местах соединения «поводок – шпилька» (по
ВН), «шина – шпилька» (по НН). Признак дефекта: «цветной узор» (а, зачастую, подгар, обугливание) в местах резьбовых соединений;
- несимметричная загрузка фаз. Признаки дефекта: превышение током в нулевом
проводе величин, ограниченных в п.3.4.9;
-
частичное
отсутствие
(до
уровня
установки
переключающего
устройства)
трансформаторного масла в трансформаторе. Признак дефекта: наличие сажевого
нагара от верхнего фланца бака трансформатора до фактического уровня масла в
баке, обугливание изоляции проводов отводов на сторонах ВН, НН; частичное или
полное разрушение бумажно-бакелитовой основы переключающего устройства;
-
практически полное отсутствие жидкого диэлектрика (трансформаторного масла) в
расширителе и баке трансформатора, причиной которого может быть механическое
повреждение бака или навесной арматуры, либо – злоумышленный слив масла.
7
Признаки дефекта – полное обугливание активной части, внутренних поверхностей
бака, расширителя, радиаторов; разложение под воздействием высоких температур
резиновых уплотнений;
-
-
неквалифицированные действия эксплуатирующего персонала при производстве
манипуляций по изменению положений переключающего устройства (неполный
механический контакт подвижных и неподвижных ламелей переключающих
устройств). Признаки дефекта: следы электрической дуги (оплавление) контактов
переключающего устройства; прогар (оплавление) изоляции проводов отводов
положения переключателя, на которые имело место неполное включение;
несоответствие аппаратов защиты на сторонах ВН и НН параметрам трансформаторов
и питающейся от них сети;
некачественная расчистка трасс ВЛ-0,4 кВ от веток и деревьев, приводящая к частым
отключениям трансформаторов при КЗ, токи которых повреждают трансформаторы.
4. ВВОД ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
4.1. Подготовка трансформатора к работе при первом включении и после ремонта
выполняется в следующем порядке если другой порядок не оговаривает инструкция завода изготовителя.
4.1.1.Новый трансформатор или трансформатор, который находится в эксплуатации,
может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ
на трансформаторе при условии соответствия результатов испытаний трансформатора.
4.1.2.Осмотр трансформатора, электрооборудования его первичной цепи, убедиться в
их исправном состоянии.
Во время внешнего осмотра трансформатора проверить:
- состояние заземления бака и вывода нейтрали обмоток трансформатора;
- отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоуплотнений, следов
коррозии;
- состояние изоляторов ввода (отсутствие трещин и сколов фарфора);
- отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;
- состояние видимых контактных соединений и заземлений трансформатора;
- уровень масла в баке трансформатора;
- состояние индикаторного селикагеля в воздухоосушителях;
- состояние устройств РПН, ПБВ (отсутствие нарушений фиксации, соответствие
показаний показаниям положения привода);
- наличие и целостность предохранителей;
- чистоту изоляторов;
- состояние электрооборудования, обращая внимание на подключение вентильных
разрядников или ограничителей перенапряжения;
- достаточность расстояния между фазами подводки и проводниками с различными
номинальными напряжениями.
4.1.3. После окончания осмотра необходимо проверить сопротивление изоляции обмоток,
убедиться по протоколам в том, что трансформатору произведены все необходимые
испытания и проверки.
4.2. Подготовка трансформатора к работе в процессе текущей эксплуатации.
4.2.1. Подготовку трансформатора к работе после простоя продолжительностью менее
3 месяцев, когда на каждую из его обмоток не подавалось напряжение, необходимо
выполнить согласно п.4.1.2.
4.2.2. Подготовку трансформатора к работе после простоя продолжительностью три
месяца и более, когда на каждую из его обмоток не подавалось напряжение, необходимо
выполнить согласно п.4.2.1.,но в этом случае предварительно необходимо:
8
отобрать пробы масла с бака трансформатора и проверить его пробивное напряжение,
влагосодержание;
- измерить характеристики изоляции (R60) трансформатора и проанализировать
полученные результаты относительно результатов сделанных ранее.
4.2.3. Подготовку трансформатора к работе после аварийного отключения действием
защиты необходимо проводить в такой последовательности:
-
4.2.3.1. Выполнить внешний осмотр трансформатора и оборудования с целью определения
причин отключения трансформатора.
4.2.3.2. В случае отключения трансформатора действиями защиты от внешних
повреждений и отсутствием при этом признаков повреждения первичной цепи
трансформатора повторно включить в работу.
4.2.3.3. При наличии повреждения оборудования или ошиновки первичной цепи
трансформатора вывести трансформатор в ремонт до устранения неисправности в его
первичной цепи.
Оценивать состояние трансформатора необходимо согласно результатов испытаний.
5. ВВОД ТРАНСФОРМАТОРА В РАБОТУ.
5.1. После выполнения подготовительных работ и получения разрешения на введение
трансформатора в работу согласно программы на включение. Ввод в работу производится
персоналом со строгим соблюдением ПБЭЭ.
5.2. Включение производится толчком на полное напряжение на холостой ход
трансформатора. После включения обращается внимание на нормальное гудение
трансформатора, отсутствие посторонних шумов и треска. Указателем напряжения проверяют
наличие напряжения на стороне НН.
5.4. Включение трансформатора на полную нагрузку зимой допускается при температуре
верхних слоев масла минус 400С и более в трансформаторах с охлаждением М (естественное
масляное).
При более низких температурах верхних слоев масла для работы в нормальном режиме
трансформаторы необходимо включать с нагрузкой не более 50% номинальной, и после
прогревания масла до температуры минус 25 0С и выше нагрузка может быть увеличена до
номинальной.
5.5. При нормальной работе трансформатора на холостом ходу производится:
- проверка и измерение напряжения на стороне НН;
- включение нагрузки;
- контроль напряжений и тока нагрузки.
6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И КОНТРОЛЬ
СОСТОЯНИЕМ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
ЗА
Для поддержания трансформаторов в рабочем состоянии на протяжении всего периода
эксплуатации (от первого ввода в работу до полного списания в результате морального или
физического износа) необходимо регулярно выполнять их техническое обслуживание.
Техническое обслуживание трансформаторов должно производиться в зависимости от их
состояния и по мере необходимости. Периодичность техническое обслуживания не реже один
раз в шесть месяцев (вместе с техническим обслуживанием ТП или РП, в котором он
установлен).
Устанавливаются такие виды планового технического обслуживания трансформаторов:
- технический осмотр;
- профилактический контроль;
Кроме этого, в процессе эксплуатации возможно выполнять внеплановое техническое
обслуживание (при появлений неисправностей трансформатора).
6. 1. Порядок технического осмотра
9
6.1.1. Осмотр трансформаторов производится с периодичностью не реже 1 раза в 6
месяцев работниками, имеющими право выполнять такие работы, в обслуживании которых
находятся данные трансформаторы, без их отключения с оформлением технической
документации по эксплуатации, вместе с осмотром остального оборудования ТП, в котором
они установлены.
6.1.2. В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов технический
руководитель может изменить указанные сроки.
6.1.3. В процессе осмотров обращать внимание на:
- характер гула трансформатора и отсутствие в нём посторонних звуков (потрескивание,
щелчки, дребезг). При их появлении, в первую очередь, проверяют закрепление
внешних деталей при отключённом трансформаторе;
- целостность масломерного стекла;
- наличие масла, его уровень и цвет (при длительно высокой температуре
трансформаторное масло темнеет);
- температуру масла (при наличии термометра);
- отсутствие течи масла (особое внимание обратить на возможность течи масла под
крышкой радиатора и арматурой);
- состояние селикагеля (сухой селикагель имеет голубой цвет. При увлажнении, он
приобретает розовую окраску. В том случае, когда большая часть селикагеля имеет
розовую окраску, - его необходимо заменить);
- состояние изоляторов (наличие трещин и сколов фарфора; степень загрязнения;
наличие посторонних предметов, сокращающих изоляционные промежутки, особенно,
- на вводах);
- состояние сети заземления и контактных соединений (повышенный нагрев контактных
соединений определяют по внешнему виду контакта).
6.1.4. Результаты осмотра фиксируются в оперативном журнале, и в паспорте на
трансформатор.
6.2. Профилактический контроль предусматривается выполнение работ по проверке
трансформаторного масла, профилактических испытаний трансформатора, а также
выполнение регламентных работ в межремонтный период по замене внешних частей и
материалов.
6.2.1. В объём профилактического контроля трансформаторов входит следующее:
6.2.1.1. В Должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений
трансформаторов не реже 2 раза в первый год эксплуатации – в период максимальных и
минимальных нагрузок, в дальнейшем – 1 раз в год, а также при каждом изменении
подключаемой нагрузки на трансформаторе. При этом, результаты измерений должны
вноситься в оперативно-техническую документацию с последующим выполнением анализа
нагрузок и разработкой мероприятий по замене недогруженных
и перегруженных
трансформаторов, выравниванию нагрузок фаз в электрических сетях.
6.2.1.2. Необходимость измерения нагрузок и напряжений может быть вызвана
следующими причинами:
- увеличение нагрузки;
- изменением схемы;
6.2.1.3. Перечень измерений, испытаний и проверок трансформаторов:
 измерение сопротивления изоляции обмоток, которое зависит от температуры (см.
таблице 6.1).
Таблица 6.1
Температура
10
20
30
40
50
60
70
обмотки, °С
Значение R60, МОм
450
300
200
130
90
60
40
Примечание. Значения R60 относятся ко всем обмоткам данного трансформатора
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg 
 измерение сопротивления обмоток постоянному току;
10




испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение;
испытание вводов и проходных изоляторов;
проверка действия переключателя ответвлений обмоток;
измерение коэффициента
абсорбции R60 /R15 производится мегаомметром на
напряжение 2500 В (должен быть не ниже 1,3).
- испытание трансформаторного масла трансформатора 630кВА и выше- согласно с
нормами испытаний электрооборудования.
6.2.1.4. Испытания и измерения проводятся согласно «Норм испытания
электрооборудования» (СОУ-Н ЕЕ 20.302-2007) с составлением протокола замера.
6.2.1.5. Состояние трансформатора следует определять по результатам всех испытаний и
измерений и сравнивать их с данными предыдущих испытаний и измерений с учетом анализа
данных по эксплуатации.
6.3. Эксплуатация трансформаторного масла.
6.3.1. Масло в трансформаторах является охлаждающей средой и изоляцией.
6.3.2. С целью обеспечения необходимого уровня масла в расширителе при всех режимах
работы трансформатора, перед включением его в работу расширитель должен быть заполнен
маслом до отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе. В длительно
неработающем трансформаторе масло принимает температуру окружающего воздуха.
Поэтому, его уровень в расширителе должен соответствовать отметке, соответствующей
температуре верхних слоёв масла в баке.
6.3.3. Во время работы трансформатора масло изменяет свой объём из-за нагрева. При
номинальной нагрузке температура верхних слоёв масла должна быть (если заводамиизготовителями не оговорены иные температуры) не выше 95С. При этом объём масла в баке
не должен увеличиваться больше, чем на 10% (на такой объём рассчитывается расширитель).
6.3.4. С целью уменьшения увлажнения масла и изоляции трансформатора, масло в
расширителе должно быть защищено от соприкосновения с окружающим воздухом при
помощи адсорбента.
6.3.5. Находящееся в эксплуатации трансформаторное масло в трансформаторах
мощностью 630 кВА и выше должно подвергаться сокращенному химическому анализу в
соответствии с «Нормами испытания электрооборудования» (СОУ-Н ЕЕ 20.302-2007) в
следующие сроки:
- перед вводом в эксплуатацию и после капитального ремонта;
- в период эксплуатации – 1 раз в три года.
6.3.6. При мощности трансформатора менее 630 кВА его трансформаторное масло должно
подвергаться сокращенному химическому анализу только при вводе в эксплуатацию или по
указанию главного инженера предприятия.
6.3.7. Для контроля уровня масла в расширителе на торцевой стенке устанавливается
маслоуказатель, возле которого четко наносятся три контрольные черты, соответствующие
значениям температуры масла -45С; +15С и +40С для трансформаторов, выполненных по
ГОСТ 11677-65 и 11677-75; -30С; +15С и +35С для трансформаторов, выполненных по
ГОСТ 401-41.
6.3.8. Маслоуказатель представляет собой стеклянную трубку, вставленную в
металлическую оправу. Оба конца стеклянной трубки сообщаются с расширителем, и трубка
показывает уровень масла.
6.3.9. Пробы масла отбирают в сухую погоду в промытую и хорошо просушенную
стеклянную посуду с плотно притёртой пробкой.
6.3.10. Если масло не удовлетворяет нормам на номинальное пробивное напряжение из-за
наличия в нём влаги и механических примесей при сохранении своих химических свойств,
производят его отстой, центрифугирование, фильтрацию и сушку.
6.4. Отбор трансформаторов в капитальный ремонт производится начальником РЭС или
главным инженером на основании данных о состоянии трансформаторов полученных в
результате их испытания при профилактическом контроле.
11
6.4.1. Капитальный ремонт трансформаторов напряжением 6-10/0,4 кВ производится на
ремонтных предприятиях.
6.4.2. Причиной для отправки в капитальный ремонт трансформаторов являются:
- резкое снижение величины сопротивления изоляции обмоток;
- ненормальный нагрев трансформатора в обычных условиях эксплуатации;
- появление трещин и сколов на изоляторах;
- сильная течь масла;
- сильный и неравномерный шум внутри трансформатора.
7. ОРГАНЫ УПРАВЛЕНИЯ
7.1. Регулирование напряжения
7.1.1. Для регулирования напряжения на стороне ВН используется переключение
ответвлений обмоток без нагрузки, после отключения трансформатора от сети (ПБВпереключение без возбуждения). Привод его расположен на крышке трансформатора. Для
перевода переключателя на нужное положение необходимо вывести в ремонт трансформатор,
повернуть колпак переключателя до совпадения стрелки колпака с одной из цифр лимба
переключателя - , , , , 
Положение  - соответствует максимальному напряжению (105% от Uном);
 - напряжению (102,5% от Uном);  - номинальному напряжению (Uном);
 - напряжению (97,5% от Uном);
 - минимальному напряжению (95% от Uном) на стороне ВН трансформатора.
7.1.2. Переключение допускается производить только на отключённом трансформаторе,
как со стороны ВН, так и со стороны НН с соблюдением правил безопасности.
7.1.3. При переключении необходимо обращать внимание на то, чтобы переключатель
был доведён до требуемого положения.
7.1.4. После перевода переключателя в требуемое положение необходимо мостом
постоянного тока Р-333 или мегомметром (2500В) проверить обмотки ВН на целостность
цепей между каждой парой выводов. После этого трансформатор включается на холостой ход
и вольтметром проверяется величина фазного напряжения на всех трёх фазах трансформатора
со стороны НН. Напряжение всех фаз должны быть одинаковыми и соответствовать ступени
регулирования.
7.1.5. Для обеспечения хорошего контакта необходимо при каждом переводе
переключателя предварительно прокручивать его из одного крайнего положения в другое.
7.1.6. Всякое переключение ответвления должно быть записано в паспорте
трансформаторной подстанции.
7.2. Защита трансформаторов.
7.2.1. Защита трансформаторов в распределительных сетях осуществляется, в основном с
помощью предохранителей. Защита от сверхтоков, протекание которых возможно через
обмотки трансформаторов при КЗ на линиях 0,4 кВ, подключенных к трансформатору, обеспечивается автоматическими выключателями или предохранителями.
7.2.2. Условия выбора предохранителей 6-10 кВ:
12
7.2.3. Соответствие
напряжению:
номинального
U
ном
напряжения
предохранителя
номинальному
 Uсети ном.
7.2.4. Номинальный ток плавкой вставки предохранителя, устанавливаемого со стороны
ВН, трансформатора выбирается равным примерно двухкратному номинальному току
трансформатора на стороне ВН:
I
ПВ ном
 2  IномТр .
7.2.5. Предельный ток отключения предохранителя должен быть больше максимально
возможного трёхфазного тока КЗ в точке установки предохранителей (на стороне ВН
трансформатора):
( 3) ВНтрра
Iоткл
 IКЗ max
I
 IПВном .
. ном
.
7.2.6. Номинальный ток предохранителя должен быть не меньше номинального тока
плавкой вставки:
номПр
7.2.7. К выбранным предохранителям предъявляются требования по чувствительности к
минимально возможным токам КЗ на стороне НН трансформатора:
I
К
I
(1) НН
КЗ min
ч
ПВном
где 
U

U
(1)НН 
 - величина минимально возможного тока
I
 КЗmin 
НН
сети.ном
ВН
 3,
сети.ном
КЗ при аварии на выводах НН трансформатора;
НН
- номинальное напряжение сети на стороне НН трансформатора;
U сети.ном
ВН
- номинальное напряжение сети на стороне ВН трансформатора.
U сети.ном
8.2.8. Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок предохранителей для
трёхфазных силовых трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 должны быть следующими:
Мощность
трансформа
тора, кВА
25
40
63
100
160
250
400
630
Таблица 8.1.
Номинальный ток (А) плавкой вставки на стороне
0,4 кВ
6 кВ
10 кВ
40
60
100
150
250
400
600
1000
8
10
16
20
32
50
80
160
5
8
10
16
20
40
50
80
7.2.9. После выбора номинального тока плавкой вставки предохранителя проверяется
соответствие его времятоковой характеристики расчётным условиям защищаемого
трансформатора (в основном, это – соответствие термоустойчивости обмоток и изоляции
трансформатора времени перегорания плавкой вставки предохранителя).
7.2.10. Обеспечение селективности защит достигается за счёт того, что ток срабатывания
защиты, установленной на стороне ВН трансформатора должен быть больше, чем у защиты,
установленной на его стороне НН. Время плавления плавкой вставки предохранителя,
13
установленного на стороне ВН трансформатора, должно быть более чем в 3 раза большим, чем
время срабатывания защиты на стороне НН трансформатора (автоматического выключателя).
7.2.11. Защита трансформаторов от сверхтоков, возникающих при внешних КЗ (на стороне
0,4 кВ), обеспечивается автоматическими выключателями.
7.2.12. Выбор автоматических выключателей.
7.2.13. Соответствие номинального напряжения автомата номинальному напряжению сети:
7.2.14. Соответствие номинального тока расцепителя автомата максимально возможному
U
 Uсети ном.
допустимому току нагрузки защищаемого объекта:
Iр  Кн  Iраб.max .
ном
-
-
Величину коэффициента надёжности принимают следующей:
Кн = 1 – при отсутствии в составе нагрузки электродвигателей или наличии только
электродвигателей с лёгкими условиями пуска (обычно, это электродвигатели с мощностью до 1
кВт);
Кн = 3,75 – при наличии в составе потребителей электродвигателей с тяжелыми
условиями пуска (частые пуски электродвигателей с частотой, превышающей 15 пусков в час
или со временем разгона более 5 секунд).
7.2.15. Соответствие предельно допустимого тока отключения автомата Iоткл.ном
(содержится в паспортных данных автомата) максимально возможному току КЗ в точке его
установки (ток трёхфазного КЗ на стороне НН трансформатора):
( 3) ННтр  ра
Iоткл
. ном
 I КЗ max
.
7.2.16. Выбранные автоматические выключатели проверяются на чувствительность к
минимально возможным токам КЗ в конце защищаемых линий 0,4 кВ;
К
ч
I
(1)
 .
КЗ min
I
р
Где  =1 при наличии в нагрузке электродвигателей,  =3 при бытовой нагрузке.
7.2.17. При выборе защищающих аппаратов необходимо вычислять максимально возможные
токи КЗ в месте установки защищающих аппаратов (чаще всего, это – трёхфазные токи КЗ) и
минимально возможные токи КЗ, на которые защита должна гарантировано реагировать (чаще
всего, это – однофазные токи КЗ).
7.2.18. Величину трёхфазного тока КЗ на стороне НН трансформатора возможно определить
по формуле:
I
( 3) НН
КЗ max

100
U
К
 IномТр 
100
U

К
S
3 U
ном
,
сети.ном
где Uк (%) – напряжение короткого замыкания (в % от номинального). Приведено на бирке
трансформатора;
Iном.тр – номинальный ток трансформатора на стороне 0,4 кВ;
Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА;
Uсети.ном = 0,4 кВ.
7.2.19. Ток однофазного КЗ на стороне НН трансформатора (выводы 0,4 кВ) равен:
I
(1) НН
КЗ

U
1 
3 Z
ф
(1)
,
Тр
7.2.21. Справочная информация, необходимая для расчёта токов КЗ.
Сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, трёхфазные токи
14
и напряжения КЗ:
Таблица 8.2.
Тип
трансформатора
ТМ-25
ТМ-40
ТМ-63
ТМ-100
ТМ-160
ТМ-250
ТМ-400
ТМ-630
1/3 Zтр, Ом
Uк, (%)
Iкз max, А
0,74
0,46
0,29
0,26
0,16
0,1
0,065
0,042
4,5-4,7
4,5-4,7
4,5-4,7
4,5-4,7
4,5-4,7
4,5-4,7
4,5
5,5
780
1300
1900
3100
5000
7800
13000
17000
8. ТРЕБОВАНИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
8.1. Все работы на трансформаторных подстанциях 6-10/0,4кВ, (6-10)кВ должны
выполняться по наряду или по распоряжению.
8.2. Во время эксплуатации и измерений трансформаторов их баки должны быть
заземлены.
8.3. Запрещается приближаться к трансформатору под напряжением с явными признаками
повреждения: посторонние шумы, разряды на изоляторах, сильная течь масла и т.д.
8.4. При производстве осмотров силовых трансформаторов на ТП нельзя приближаться к
токоведущим частям 6-10кВ на расстояние ближе 0,6м. Если указанное расстояние до
токоведущих частей по производственной необходимости невозможно обеспечить, то
производство осмотров оборудования силовых трансформаторов необходимо выполнить со
снятием напряжения согласно требованиям технических мероприятий.
8.5. Сварочные работы на отключенном трансформаторе, при необходимости ,
необходимо выполнять только после заливания его маслом до уровня 200-250 мм выше места
сварки, чтобы предотвратить возгорание паров масла.
8.6. Категорически запрещается:
- производить работы и переключения на трансформаторе, включённом в сеть хотя бы с
одной стороны;
- оставлять переключатель регулирования напряжения в промежуточном положении без
фиксации;
- эксплуатировать трансформатор или хранить его без масла или с пониженным
уровнем;
- эксплуатировать трансформатор с повреждёнными вводами (трещины, сколы);
- включать трансформатор без заземления бака.
8.7. Во избежание пожара следить за исправностью маслонаполненных аппаратов, за
нормальным уровнем масла в них и отсутствием течи его.
8.8. Запрещается хранить на подстанции горючие материалы. Разжигать паяльные лампы
и разогревать мастику следует вне РУ.
8.9. Места проведения огневых работ необходимо обеспечить средствами тушения пожара
(огнетушителем, ящиком с песком, асбестовой тканью); если вблизи этих работ находятся
возгораемые конструкции, они должны быть защищены от огня. Запрещается пользоваться
открытым огнем при работе с лаками и красками, содержащими в своем составе огнеопасные
и взрывоопасные летучие растворители и разбавители (ацетон, бензин и др.).
15
8.10. К проведению огневых работ допускаются лица, знающие «Правила пожарной
безопасности при проведении огневых работ» и усвоившие программу противопожарного
минимума.
8.11. При загорании бригада должна немедленно вызвать пожарную охрану и приступить
к тушению пожара всеми имеющимися средствами.
8.12 Тушение пожара электрооборудования необходимо производить при снятом
напряжении. При загорании маслонаполненной аппаратуры необходимо использовать
средства пожаротушения: огнетушители и воздушно-механическую пену. Тушить
компактными струями воды горящее масло не рекомендуется во избежание увеличения
площади пожара.
ЛИТЕРАТУРА
1. Правила устройства электроустановок. М.,Энергоатомиздат.1987г.
2. Правила безопасной эксплуатации электроустановок потребителей. 1998г.
3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителй. 2006г.
4. Нормы испытания электрооборудования, СОУ-Н ЕЕ 20.302-2007
5. Селивахин А.И., Сагутдинов Р.Ш. Эксплуатация электрических распределительных
сетей, - М.: Высшая школа, 1990.
6. Козлов В.А. Городские распределительные электрические сети, 1982.
7. Умов П.А. Обслуживание городских электрических сетей, М, Высшая школа.1984г.
8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций, - М.:
Энергоатомиздат, 1986.
9. Шабад М.А. Защита трансформаторов распределительных сетей, - Л.: Энергоиздат,
1981.
10. Трансформаторы силовые. Типовая инструкция по эксплуатации. ГКД 34.46.5012003г.
Главный энергетик
Ст. инженер ОГЭ
Начальник отдела охраны труда
и окружающей среды
Ст. инженер по пожарной
безопасности
________________
______________
___________
___________