содержание .. 1 2
СТО 56947007-29.180.01.116-2012. ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ - часть 2
- в устройствах РПН типа РС минимальная допустимая толщина главных
контактов составляет: медная часть -
1,5 мм, металлокерамика - 1мм. При
меньшей толщине контакты подлежат замене;
- в устройствах РПН типа SAV, SCV, SDV замена дугогасительных
контактов должна проводиться при толщине вольфрамовой контактной накладки
менее 1 мм.
10.24 Не допускается зачищать обгоревшие поверхности контактов, так
как это создает дополнительный износ контактов и сокращает срок их службы.
10.25 Порядок операций по замене контактов и регулировка нажатия
должны строго соответствовать указаниям руководств завода-изготовителя.
10.26 После монтажа или ремонта устройства РПН в обязательном порядке
проверяют его работу в объеме и последовательности, указанных в руководствах
завода-изготовителя.
10.27
При испытании
трансформаторов
(в
том
числе
автотрансформаторов), снабженных 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.
10.28 Для своевременного выявления развивающихся повреждений
импортных устройств РПН типов SDV1, РС-3, РС-4, РС-9 следует не реже
одного раза в 6 мес. проводить отбор проб масла из бака трансформатора и
выполнение хроматографического анализа газов, растворенных в масле.
10.29 При обнаружении признаков повреждения необходимо производить
измерения активного сопротивления обмотки ВН:
а) для устройств РПН без предизбирателя - на всех положениях;
б) для устройства РПН с предизбирателем
- на половине диапазона
регулирования и в обоих положениях предизбирателя.
Значения сопротивлений, полученные на одинаковых ответвлениях разных
фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2 % при одинаковой
температуре. Если в паспорте трансформатора указано различие по фазам более
2 %, то это должно быть учтено при сравнении и оговорено в протоколе
измерений;
в) осциллографирование работы контактора и другие регламентные
работы следует проводить в соответствии с [16];
г) проводить ежегодное переключение устройств РПН во всем диапазоне.
10.30 Для устройств РПН типа
3РНОА-110/1000, установленных на
автотрансформаторах типа АТДЦТН-200000/220/110, АТДЦТН-200000/330/110
и АТДЦТНГ-125000/220 из-за перегревов контактов избирателя с последующим
пробоем масляных промежутков, а также разложения масла и выпадения шлама
от подогревателей необходимо проводить отбор проб масла из избирателя для
хроматографического анализа газов, растворенных в масле.
10.31 При обнаружении в пробе масла диагностических газов, продуктов
разложения масла и изоляции принять меры к выводу автотрансформатора в
ремонт с последующей ревизией контактора и избирателя. При этом
необходимо:
27
- проверить плотность бака контактора во избежание попадания в бак
избирателя газов, образующихся при работе контактора. Для этого слить масло
из контактора, извлечь выемную часть, вытереть насухо полость бака. Убедиться
в отсутствии проникновения масла из бака избирателя в бак контактора через
уплотнения или пропускной вентиль между контактором и избирателем. В
случае поступления масла восстановить плотность бака контактора. Вентиль на
патрубке между избирателем и контактором должен быть надежно закрыт. Если
между двумя последними отборами проб масла на хроматографический анализ
переключения РПН не производились, плотность контактора допускается не
проверять.
- провести ревизию избирателя с полным сливом масла. Во время ревизии
проверить состояние контактов, контактное нажатие в соответствии с заводской
документацией. Поврежденные элементы заменить.
10.32 Наличие устройства
3РНОА-110/1000 у автотрансформаторов,
указанных в п. 10.30 типов, следует рассматривать в качестве одного из важных
условий необходимости списания такого автотрансформатора.
10.33 Эксплуатационный персонал обязан фиксировать дефекты,
неполадки в работе и повреждения устройств РПН, число переключений до
замены контактов, выполненные реконструкции, замену узлов и ремонты.
11 Ремонты трансформаторов без замены обмоток и изоляции
11.1 Настоящий раздел распространяется на ремонт трансформаторов
напряжением до 750 кВ включительно, проводимый в условиях эксплуатации.
11.2 Каждый трансформатор при сдаче в ремонт, в процессе ремонта и при
приемке из ремонта должен подвергаться испытаниям по предварительно
утвержденным программам.
11.3 Если не оговорено иначе в заводских или иных нормативных
документах, программой испытаний при сдаче в ремонт должны
предусматриваться:
- наружный осмотр с выявлением дефектов и составлением ведомости
дефектации;
- испытание бака на плотность;
- испытание пробы трансформаторного масла
(физико-химический
анализ);
- хроматографический анализ газов, растворенных в масле;
- проверка изоляционных характеристик (R60, tgδ);
- измерение сопротивления КЗ трансформатора;
- измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех
ответвлениях РПН или ПБВ;
- измерение потерь холостого хода при малом напряжении.
11.4 При ремонте определяется техническое состояние основных узлов, а
именно:
- магнитопровод;
- обмотки и изоляция;
- переключающие устройства ПБВ (при их наличии);
28
- переключающие устройства РПН (при их наличии);
- бак и расширитель;
- предохранительные устройства;
- контрольно-измерительная аппаратура;
- вводы 110-750 кВ;
- средства защиты масла от соприкосновения с окружающим воздухом;
- система охлаждения;
- шкафы автоматического управления охлаждением (при их наличии);
- система предотвращения взрыва и пожара.
11.5 Техническое состояние трансформатора, основных узлов и элементов
контролируется при ремонте по следующим показателям:
11.5.1 Магнитопровод:
- наличие местных перегревов, забоин и шлакообразования;
- состояние изоляции и схемы заземления;
- состояния прессовки магнитопровода;
- сопротивление изоляции стяжных шпилек относительно магнитной
системы;
- сопротивление изоляции ярмовых балок относительно магнитной
системы
(при снятых заземляющих шинках) или сопротивление изоляции
полубандажей и подъемных пластин относительно активной стали
магнитопровода (у магнитных систем бесшпилечной конструкции);
- состояние схемы заземления магнитопровода: заземляющих шинок и
качества их установки.
11.5.2 Обмотки и изоляция:
- усилия прессовки обмоток (для каждого прессующего кольца);
- результаты внешнего осмотра на предмет отсутствия соприкосновения
междуфазовой изоляции с обмотками и отводами;
- расстояние от междуфазовой изоляции до прессующих колец и других
заземленных частей магнитопровода;
- проверка крепления экранирующих витков;
- проверка вертикальности столбов прокладок, крепления отводов,
состояния паек контактных соединений, затяжки гаек разъёмных соединений
отводов;
- состояние бакелитовых цилиндров, экранов вводов, крепления реек
изоляционных барьеров и экранов;
- проверка отсутствия замыканий между прессующими кольцами (при
раздельной прессовке), а также между прессующими кольцами и активной
сталью магнитопровода, касания изоляционными цилиндрами и рейками
прессующих колец.
11.5.3 Переключающие устройства ПБВ:
- состояние контактного узла и привода;
- состояние контактных пружин, проверка усилия, развиваемого
контактными пружинами в устройствах ПБВ барабанного типа (П6 и др.).
11.5.4 Переключающие устройства РПН:
29
- внешний осмотр контактора с проверкой состояния связи контактора с
газовым реле и расширителем;
- проверка маслоуказателя контактора и определение целости диафрагмы
(мембраны) защитного устройства бака контактора;
- проверка цвета силикагеля в воздухоосушителе контактора;
- осмотр избирателя с проверкой состояния механической передачи,
пружин контактов, изоляционных деталей и токопроводов, резьбовых
соединений и контактных поверхностей;
- определение параметров качества трансформаторного масла в баке
контакторов;
- измерение характеристик круговой диаграммы последовательности
действия элементов устройства РПН после ремонта;
- проверка состояния контактов устройств РПН по толщине контакта или
вольфрамовой контактной накладки (в устройствах типа SAV, SCV, SDV);
- измерение усилия нажатия в контактах контакторов;
- измерение значений сопротивления токоограничивающих резисторов;
- опробование устройств РПН на предмет отсутствия заеданий после
сборки трансформатора и соединения устройства с его приводом (с помощью
ручного привода по всему диапазону регулирования);
- осциллографирование работы контактов контактора;
- проверка работы системы автоматического управления работой
устройства РПН, дистанционного управления приводом;
- проверка привода устройства: состояние всех крепежных соединений;
наличие смазки в масленках подшипников и между трущимися частями
механизма и редуктора; правильность остановки привода в выбранном
положении и работы крайних электрических и механических блокировок, а
также блокировки электродвигателя при установленной рукоятке ручного
привода; сопротивление изоляции электрических цепей; проверки работы
дистанционного указателя положения устройства, действие нагревателей и
командных кнопок.
11.5.5 Бак и расширитель:
- наружный осмотр;
- чистка;
- проверка состояния сварных швов;
- спуск грязи из расширителя, доливка масла в случае необходимости,
проверка маслоуказателя;
- проверка соответствия уровня масла в расширителе показанию
маслоуказателя;
- испытания на маслоплотность.
11.5.6 Предохранительные устройства:
- проверка соединений и пружин каждого предохранительного клапана;
- проверка состояния и крепления соединительных проводов,
электромагнита и кнопки отсечного клапана;
- измерения сопротивления изоляции обмотки электромагнита и
соединительных проводов;
30
- проверка срабатывания отсечного клапана;
- осмотр и испытания на маслоплотность предохранительной трубы;
- проверка целости мембраны выхлопной трубы или предохранительного
клапана;
- проверка работы реле давления, газового и защитного реле.
11.5.7 Контрольно-измерительная аппаратура:
- проверка соответствия взаимного положения рычага и стрелки
маслоуказателя и проверки замыкания сигнальной цепи;
- проверка целости и изоляции электропроводки термосигнализатора;
- проверка приборов для измерения температуры масла;
- проверка реле уровня масла;
- проверка вторичных цепей.
11.5.8 Вводы 110-750 кВ: результаты испытания вводов в соответствии с
[5] и действующими нормативно-техническими документами.
11.5.9 Изоляторы: чистка и протирка.
11.5.10 Средства защиты масла от соприкосновения с окружающим
воздухом:
- контроль герметичности соединений установки азотной защиты масла
(путем создания избыточного давления азота) или осмотра внутренней
поверхности гибкой оболочки плёночной защиты масла на предмет отсутствия в
ней масла;
- осмотр и испытания на маслоплотность термосифонных и
адсорбционных фильтров избыточным давлением масла;
- проверка и смена сорбента в термосифонных и адсорбционных фильтрах
и воздухоосушителе; причем при работах по смене сорбента в фильтрах
трансформаторов с охлаждением ДЦ и Ц, проводимых без их отключения,
следует принять меры, обеспечивающие удаление воздуха из системы
охлаждения и адсорбционных фильтров после проведения этих работ.
11.5.11 Система охлаждения.
11.5.11.1 Осмотр и чистка устройств охлаждения, проверка подшипников
вентиляторов и маслонасосов; проверка герметичности охладителей Ц
избыточным давлением.
11.5.11.2 Проверка и испытание системы автоматики и сигнализации
системы охлаждения Д, ДЦ, Ц и т.п..
11.5.11.3 Система охлаждения вида ДЦ:
- испытания на герметичность охладителей и электронасосов;
- проверка бессальниковых электронасосов с оценкой состояния
подшипников и крепления рабочего колеса;
- измерения
сопротивления
изоляции
обмоток
статоров
электродвигателей в соответствии с [5];
- измерения вибрации корпуса электронасоса;
- проверка вентиляторов и крыльчаток
(с измерением зазора между
крыльчатками и диффузорами по всему периметру);
- измерения сопротивления изоляции обмоток статоров двигателей;
- измерения вибрации в контрольных точках;
31
- внешний осмотр и проверка маслоплотности трубопроводов.
11.5.11.4 Система охлаждения вида Ц:
- внешний осмотр маслоохладителей для выявления мест попадания
масла в водяную камеру;
- проверка и испытания системы автоматики и сигнализации;
- проверка и испытания на герметичность межтрубного пространства (на
масляной стороне) трансформаторным маслом;
- проверка и испытания на герметичность водяных камер давлением воды
и заполнения межтрубного пространства трансформаторным маслом;
- внешний осмотр и проверка маслоплотности трубопроводов.
11.5.11.5 Система охлаждения вида М:
- внешний осмотр и испытания на непроницаемость сварных швов
трубчатых радиаторов сжатым воздухом и мыльным раствором;
- испытания на маслоплотность (проводимые после окончания ремонта)
трансформаторным маслом при давлении.
11.5.12 Шкафы автоматического управления охлаждением:
- внешний осмотр шкафов автоматического управления и проверки
исправности их заземления;
- измерения сопротивления изоляции электрических цепей.
11.5.13 Система предотвращения взрыва и пожара: проверка и испытания
системы автоматики и сигнализации.
11.6 Перед включением трансформатора после монтажа или ремонта
обслуживающий персонал обязан провести тщательный осмотр трансформатора
и опробование трансформатора номинальным напряжением.
12 Меры безопасности при эксплуатации трансформаторов
12.1 Меры безопасности, в том числе пожарной, при эксплуатации
трансформаторов должны быть обеспечены по [9, 15].
12.2 При возникновении пожара на трансформаторе он должен быть
отключен от сети всех напряжений (если он не отключился от действия релейной
защиты) и заземлен.
12.3 При возникновении пожара на трансформаторе персонал должен
руководствоваться
и действовать согласно оперативной карточке
пожаротушения.
12.4 Персонал должен проконтролировать включение стационарной
установки пожаротушения (при ее наличии).
12.5 При тушении пожара следует приять меры для предотвращения
распространения огня, исходя из создавшихся условий.
12.6 При невозможности ликвидировать пожар основное внимание должно
быть уделено защите от огня расположенных рядом трансформаторов и другого
неповрежденного оборудования.
12.7 Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из бака.
12.8 Стационарная установка пожаротушения должна работать в
автоматическом режиме.
32
12.9 При осуществлении текущих ремонтов трансформаторов должно
осуществляться
опробование
водяной
автоматической
установки
пожаротушения.
12.10 Должна своевременно осуществляться промывка гравийной засыпки,
своевременное устранение течи масла, трансформатор должен быть
укомплектован первичными средствами пожаротушения согласно [17].
13
Требования к ведению технической
документации
трансформаторов
13.1 На каждый трансформатор необходимо иметь документацию завода-
изготовителя, монтажную и эксплуатационную документацию.
13.2 При поставке трансформатора должна прилагаться следующая
документация:
- паспорт трансформатора;
- паспорта комплектующих изделий;
- руководство по эксплуатации трансформатора;
- руководство по транспортированию, разгрузке, хранению, монтажу и
вводу в эксплуатацию трансформатора;
- технические описания и руководства по эксплуатации и ремонту
важнейших составных частей в соответствии с нормативной документацией на
трансформаторы конкретных видов;
- протоколы заводских испытаний.
Основные технические данные и характеристики, которые должен
содержать паспорт трансформатора, приведены ГОСТ Р 52719 (приложение Е).
13.3 Монтажная документация:
- протоколы монтажных испытаний;
- акты приемки после монтажа.
13.4 Эксплуатационная документация:
- протоколы текущих испытаний трансформатора, вводов, устройств РПН;
- протоколы до- и послеремонтных испытаний;
- протоколы осмотра активной части и другая ремонтная документация;
- протоколы (отчеты), при их наличии, по комплексным диагностическим
обследованиям технического состояния трансформатора;
- акты ремонта;
- акты расследования нарушений в работе энергообъекта, связанных с
данным трансформатором;
- эксплуатационный лист
(заносятся данные по режимам и условиям
эксплуатации трансформатора);
- протоколы-заключения
технического
освидетельствования
трансформатора.
33
Приложение А
(обязательное)
Эксплуатационный лист регистрации повышений напряжения
длительностью 20 мин и более.
Тип трансформатора ____________Диспетчерский №______Заводской №_____________
№ п/п
Более 1 до 1,025
Более 1,025 до 1,05
Более 1,05 до 1,075
Более 1,075 до 1,1
Дата,
Длительность
Дата,
Длительность
34
Приложение Б[7] п. 6
(обязательное)
Проведение испытаний трансформаторного оборудования со
сверхнормативным сроком службы свыше 30 лет или находящегося в
ухудшенном состоянии для определения перегрузочной способности
Б.1 Предварительные организационные и технические мероприятия.
Б.1.1 Провести внеочередной инструктаж персоналу, задействованному в испытаниях,
согласно утвержденной Методике испытаний по определению перегрузочной способности.
Б.1.2 На основании оценки технического состояния конкретного трансформаторного
оборудования, входящего в «зону риска» со сверхнормативным сроком службы свыше 30 лет
или находящегося в ухудшенном состоянии, техническим руководителем
(Первым
заместителем Генерального директора - главным инженером филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -
МЭС) принимается решение о проведении испытаний по настоящей Методике с
предварительной установкой и подключением датчиков.
Б.1.3 Разрабатывается программа проведения испытаний на перегрузочную
способность для каждого трансформатора (автотрансформатора) в соответствии с [7] (п. 6 и
приложение). Программа утверждается Первым заместителем Генерального директора -
главным инженером МЭС и согласуется с филиалом ОАО «СО ЕЭС», в зоне ответственности
которого находится данная подстанция.
Б.2 Проведение испытаний, измерений под напряжением.
Б.2.1 Проверка средств защиты трансформаторного масла от воздействия окружающего
воздуха
(проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла,
термосифонных и адсорбционных фильтров).
Б.2.2 Проводится анализ технических данных по параметрам:
- история трансформатора
(технические отчеты о выполненных комплексных
обследованиях, ремонтах, замене, модернизации, крупных доливок масла › 1 %, дегазации);
- конструктивные особенности;
- тип, класс изоляции (в том числе по зонам);
- физико-химический анализ, хроматографический анализ газов трансформаторного
масла в баке трансформатора и во вводах, по узлам РПН (избиратель, контактор).
Технические данные рассматриваются за период не менее 5 лет.
Б.2.3 Формируется предварительное заключение о техническом состоянии
трансформатора по результатам анализа информации в соответствии Б.1.3.
Б.2.4 Проводятся предварительные испытания и измерения
(до отключения
трансформатора):
Б.2.4.1 Тепловизионный контроль (ТВК): бак, вспомогательные узлы (в зависимости от
конструктивного
исполнения),
ввода,
расширитель, охладители,
маслонасосы,
электродвигатели, фильтры, отдельно - защитные аппараты.
Б.2.4.2 Отбор масла из бака (РПН) трансформатора на физико-химический анализ,
хроматографический анализ газов, на наличие фурановых соединений, оценка по степени
полимеризации, определение поверхностного напряжения трансформаторного масла (метод
«Кольца»).
Б.2.4.3 Отбирается масло на физико-химический анализ, хроматографический анализ
газов из вводов ВН и СН (при наличии технологической возможности).
Б.2.4.4 Определяется состояние прессовки магнитопровода и обмоток трансформатора
(виброконтроль) на «холостом ходу» и при максимально нагруженном трансформаторе.
35
Б.2.4.5 Оценивается состояние маслонасосов (в том числе, виброконтроль, фазные токи
электродвигателей).
Б.2.4.6 Проводятся измерения ЧР акустическим методом (6 точек напротив экранов
вводов
+ сетка
40 см х 40 см) на «холостом ходу» и при максимально нагруженном
трансформаторе.
Б.2.4.7 Уточнение предварительного заключения о техническом состоянии
трансформатора и возможности перехода к действиям по тепловым
«перегрузкам».
Согласование решения с лицом, ответственным со стороны филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС
за проведение испытаний в соответствии с [7].
Б.3 Проведение испытаний, измерений на отключенном оборудовании.
Б.3.1 Проведение испытаний и измерений:
- изоляционных характеристик трансформатора и вводов (Rиз. по стандартным схемам и
по зонам) с приведением к температуре заводских испытаний;
- определение температуры изоляции трансформатора (по омическому сопротивлению
постоянному току фазы «В» обмотки ВН);
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток
(tg δ по
стандартным схемам и по зонам);
- оценка влажности твердой (целлюлозной) изоляции;
- масла из вводов ВН и СН (если не выполнено ранее);
- проверка коэффициента трансформации;
- измерение потерь холостого хода (Рхх) на пониженном напряжении при U = Uзав.исп.;
- измерение сопротивления короткого замыкания (Zкз) трансформатора;
- измерение сопротивления обмоток постоянному току с приведением к температуре
заводских испытаний;
- оценка состояния переключающих устройств, снятие круговой диаграммы
переключающих устройств;
- снятие характеристик обмоток при подаче низковольтного прямоугольного импульса.
Б.3.2 Проверка эксплуатационных характеристик устройства контроля изоляции
вводов.
Б.3.3 Проверка уставок устройств охлаждения в шкафах ШАОТ.
Б.3.4 Проверка предохранительных устройств.
Б.3.5 Проверка и испытание газового реле, реле давления и струйного реле.
Б.3.6 Подключение датчиков акустического и электрического измерения ЧР (вводы, на
бак трансформатора).
Б.3.7 Подключение датчиков в соответствии с приложением Б п. Б.2 согласно [7], в том
числе, контроля температуры обмоток, контроля токов утечки по изоляции.
Б.4 Измерения после включения трансформатора под нагрузку.
Б.4.1 Трансформатор включается под нагрузку в соответствии с утвержденной
программой проведения испытаний на перегрузочную способность.
Б.4.2 Подготовка трансформаторного оборудования для испытаний должна
выполняться по истечении
24 часов работы под максимально возможной нагрузкой
(в
зависимости от технического состояния и предыдущей типичной загрузки, при этом
изменение t уст. не менее
1
°С за
30 мин.) до достижения максимально допустимой
температуры в соответствии утвержденной программой проведения испытаний на
перегрузочную способность, но не более температуры установленной ГОСТ
14209, и
заводским руководством по эксплуатации.
Б.4.3 При недостижении условий п. Б.4.2 согласно [7] проводится повторный цикл
работы трансформатора в течение
24 часов. Количество таких циклов испытаний
трансформатора на перегрузочную способность определяется исходя из технического
состояния и предыдущих условий эксплуатации, результатов испытаний, утверждается
36
Первым заместителем Генерального директора - главным инженером филиала ОАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС.
Б.4.4 Зафиксировать показания всех стационарно включенных приборов (tвозд, tвсм, Рт,
давление во вводах и т.д., количество работающих вентиляторов, ток небаланса).
Б.4.5 Произвести повторные измерения:
Б.4.5.1 ЧР акустическим и электрическим методами измерения (в заранее выбранных
точках, с учетом выполнения п. Б.3.6 согласно [7]).
Б.4.5.2 Тепловизионный контроль (ТВК): трансформатор, охлаждающие устройства,
вводы, расширитель.
Б.4.5.3 Трансформаторного масла из бака
(РПН) трансформатора на физико-
химический анализ, хроматографический анализ газов.
Б.4.5.4 Сравнить показания измерений с полученными на предварительном этапе в
соответствии Б.2.4 согласно [7].
Б.5 Оборудование и приборы, необходимые для измерений, испытаний.
Б.5.1 Тепловизоры и пирометры с чувствительностью 0,1 °С.
Б.5.2 Измерители ЧР и измерители токов вводов электрическим методом с датчиками
для подключения к вводам. Цифровые осциллографы 2-канальные с полосой пропускания
30÷200 МГц. Измерители ЧР должны обеспечивать чувствительность не хуже 500 пК.
Б.5.3 Измерители вибраций с программным обеспечением для определения состояния
узлов прессовки.
Б.5.4 Хроматографы газовые, пробоотборники с трехходовыми кранами.
Б.5.5 Измерители влагосодержания трансформаторного масла - приборы, работающие
по методу К-Ф, и хроматографы газовые.
Б.5.6 Анализаторы жидкостные типа АЗЖ.
Б.5.7 Измерители пробивного напряжения (U пр. не ниже 90 кВ).
Б.5.8 Измерители тангенса диэлектрических потерь масла и изоляции.
Б.5.9 Мегаомметры электронные с пределами измерений до
50000 МОм и
погрешностью не более ±20 %.
Б.5.10 Измерители для контроля механического состояния обмоток трансформаторов
методом низковольтных импульсов.
Б.5.11 Измерители температуры с диапазоном 20÷100 град. с погрешностью ±1 °С.
Б.5.12 Лаборатория контроля энергетических масел.
37
Приложение В [7] п. 7
(обязательное)
Анализ результатов испытаний на перегрузочную способность и
технические решения по дальнейшему режиму эксплуатации
трансформаторов (автотрансформаторов)
В.1 Параметрами и уставками, ограничивающими продолжение испытаний на каждом
этапе, являются (кроме действия защит трансформатора):
- появление динамики скорости нарастания интенсивности сигналов ЧР или увеличение
уровня ЧР более 3000 пК;
- увеличение концентрации по хроматографическому анализу любых двух газов из 9-
ти, более предельного граничного значения, для этих газов или появление динамики скорости
нарастания концентраций горючих газов в трансформаторном масле;
- увеличение тока небаланса устройства контроля изоляции вводов в 2,5 раза;
- появление по результатам ТВК локальных очагов нагрева на стенках бака,
высоковольтных вводах, контактных соединениях трансформатора по сравнению с исходными
термограммами.
В.2 При отличиях значений измеренных параметров согласно приложению А от
номинальных [5] с учетом Б.1 диагностических параметров трансформатора по результатам
испытаний на перегрузочную способность, решением Первого заместителя Генерального
директора - главного инженера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС определяется допустимость
и величина перегрузки, и, если это необходимо, вводится запрет на перегрузку данного
трансформатора и даже может ограничиваться нагрузка трансформатора, определяется
возможность установки системы автоматического контроля нагрузочной способности.
Данное решение согласовывается с исполнительным аппаратом ОАО «ФСК ЕЭС» и с
филиалом ОАО «СО ЕЭС», в зоне ответственности которого находится данная подстанция.
В.3 Если по результатам испытаний на перегрузочную способность для
трансформатора в ухудшенном состоянии или со сверхнормативным сроком эксплуатации
свыше
30 лет по Б.1, Б.2 не наблюдалось ухудшения показателей диагностических
параметров, то при дальнейшей эксплуатации данного трансформатора в отношении
аварийных перегрузок следует руководствоваться таблицами В.1-В.3.
Таблица В.1
- Допустимые аварийные перегрузки распределительных
трансформаторов (мощностью до 16000 кВА включительно и напряжением до
110 кВ
включительно с системой охлаждения М (ONAN) со сроком эксплуатации 30 лет и более, а
также находящихся в ухудшенном состоянии.
Продолжительность
Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от
перегрузки в
температуры охлаждающей среды *) во время перегрузки
течение суток, ч
-25
-20
-10
0
10
20
30
40
0,5
1,8
1,7
1,5
1,5
1,5
1,3
1,2
1,1
1,0
1,7
1,7
1,5
1,5
1,4
1,2
1,1
1,1
2,0
1,7
1,6
1,5
1,4
1,3
1,2
1,1
1,1
4,0
1,6
1,5
1,4
1,4
1,3
1,2
1,1
1,0
8,0
1,5
1,5
1,4
1,4
1,3
1,2
1,1
1,0
24,0
1,5
1,4
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,0
38
Таблица В.2 - Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов средней (до
100 МВА) и большой (100 МВА и более) мощности с системой охлаждения М (ONAN) и Д
(ONAF) со сроком эксплуатации 30 лет и более, а также находящихся в ухудшенном
состоянии.
Продолжительность
Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от
перегрузки в
температуры охлаждающей среды *) во время перегрузки
течение суток, ч
-25
-20
-10
0
10
20
30
40
0,5
1,6
1,5
1,4
1,3
1,2
1,1
1,0
1,0
1,0
1,5
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,0
1,0
2,0
1,5
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,0
1,0
4,0
1,4
1,4
1,3
1,2
1,1
1,1
1,0
1,0
8,0
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,1
1,0
1,0
24,0
1,4
1,3
1,3
1,2
1,1
1,1
1,0
1,0
Таблица В.3 - Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с системой
охлаждения ДЦ (OFAF) и Ц (OFWF) со сроком эксплуатации 30 лет и более, а также
находящихся в ухудшенном состоянии.
Продолжительность
Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от
перегрузки в
температуры охлаждающей среды *) во время перегрузки
течение суток, час.
-25
-20
-10
0
10
20
30
40
0,5
1,4
1,4
1,3
1,2
1,2
1,1
1,0
1,0
1,0
1,4
1,3
1,3
1,2
1,2
1,1
1,0
1,0
2,0
1,3
1,3
1,3
1,2
1,1
1,1
1,0
1,0
4,0
1,3
1,3
1,2
1,2
1,1
1,0
1,0
1,0
8,0
1,3
1,3
1,2
1,2
1,1
1,0
1,0
1,0
24,0
1,3
1,3
1,2
1,2
1,1
1,0
1,0
1,0
*) Для трансформаторов с воздушным охлаждением температура охлаждающей среды
соответствует действительной температуре окружающей среды
(воздуха). Для
трансформаторов с водяным охлаждением температура охлаждающей среды соответствует
температуре воды на входе в теплообменник.
В.4 При перегрузках трансформаторов со сроком эксплуатации 30 лет и более, а также
находящихся в ухудшенном состоянии, длительностью
20 минут и менее допустимые
коэффициенты аварийной перегрузки Кдоп принимаются большими из двух значений:
приведенных в таблицах В.1 - В.3 для продолжительности перегрузки 0,5 часа (в зависимости
от мощности и системы охлаждения трансформатора) и указанных в таблице В.4:
Таблица В.4
Продолжительность
Допустимый коэффициент перегрузки Кдоп (о. е.) при температуре
перегрузки, мин
охлаждающего воздуха (воды), в, оС
-25
-20
-10
0
10
20
30
40
20 секунд
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
5
1.6
1.6
1.6
1.6
1.5
1.5
1.5
1.5
10
1.5
1.5
1.5
1.5
1.4
1.4
1.4
1.4
20
1.3
1.3
1.3
1.2
1.2
1.2
1.2
1.1
39
Если для трансформатора имеется отличие измеренных диагностических параметров
согласно приложению А от номинальных [5] с учетом Б.1 по результатам испытаний на
перегрузочную способность, решением Первого заместителя Генерального директора
-
главного инженера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС определяется допустимость и величина
перегрузки длительностью 20 минут и менее.
Данное решение согласовывается с исполнительным аппаратом ОАО «ФСК ЕЭС» и с
филиалом ОАО «СО ЕЭС», в зоне ответственности которого находится данная подстанция.
40
Приложение Г [7] п. 8
(обязательное)
Анализ возможности и организация контроля перегрузочной способности в
режиме эксплуатации с применением систем автоматической диагностики
Таблица Г.1 - Требования к системе автоматического контроля нагрузочной способности
силового трансформаторного оборудования в режиме эксплуатации
Технические характеристики системы автоматического
Требование
№ п/п
контроля нагрузочной способности (далее - КНС) (наименование
(значение
параметра)
параметра)
1
Общие технические требования
КНС должна обеспечивать передачу данных автоматического
контроля нагрузочной способности посредством Web-сервера в
1.1.
центр анализа и обработки данных (уровень ПМЭС, МЭС, ИА) по
Да
каналам ПТК система сбора и передачи технологической
информации (ССПТИ) по стандартным протоколам.
КНС должна обеспечивать рекомендации по стратегии эксплуатации
Да (доп.
1.2.
контролируемого оборудования с учетом требований РД
34.45-
опция)
51.300-97.
2.
Требования к автоматической диагностике
2.1.
Контроль токов стороны ВН.
Да
2.2.
Контроль токов стороны СН (НН1).
Да (доп.
опция)
2.3.
Контроль токов стороны НН (НН2).
Да (доп.
опция)
2.4.
Контроль влагосодержания трансформаторного масла.
Да (доп.
опция)
2.5.
Контроль температуры обмотки(ок).
Да
2.6.
Контроль температуры верхних слоев масла.
Да
2.7.
Контроль температуры нижних слоев масла.
Да (доп.
опция)
2.8.
Контроль температур масла на входе и выходе системы охлаждения.
Да (доп.
опция)
2.9.
Контроль температуры окружающей среды.
Да
2.10.
Контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок.
Да
2.11.
Контроль отработанного ресурса и прогнозирование срока
Да
эксплуатации трансформаторного оборудования на основе расчетных
моделей в режиме реального времени, с выдачей рекомендаций по
оптимизации режимов работы.
2.12.
Контроль состояния системы охлаждения.
Да (опция)
2.13.
Контроль характеристик и локации ЧР.
Да (доп.
опция)
3
Требования к аппаратно-программным средствам КНС
3.1.
КНС должна быть выполнена как независимая информационно
Да
аналитическая
система
автоматической
диагностики
с возможностью передачи результатов на все организационны
уровни ОАО «ФСК ЕЭС» (ПМЭС/МЭС/ИА), передачи результатов
в информационные системы ОАО
«ФСК ЕЭС» на базе
АСУ ТОиР - АСУ Диагностика.
3.2.
КНС должна обеспечивать возможность автоматического контрол
Да
41
нагрузочной способности всего контролируемого силового
трансформаторного оборудования подстанции с одного АРМ
оператора.
3.3.
КНС должна обеспечивать автономный сбор, обработку и накопление
Да
измеренной информации.
3.4.
Любые отказы в системе мониторинга не должны приводить
Да
к выходу из строя первичных датчиков и измерительных систем
(аналоговых
и
релейных),
потере
информации
с функционирующих устройств.
3.5.
Несанкционированное снятие первичного питания КНС не должно
Да
приводить к потере накопленной информации.
3.6.
АРМ оператора должен обеспечивать визуализацию состояния
Да
контролируемых и рассчитываемых параметров, результатов расчетов
математических моделей, в виде мнемосхем, таблиц, графиков
отчетов.
3.7.
Все однотипные модули КНС должны обеспечивать полную
взаимозаменяемость без подстройки и регулировки в процесс
Да
эксплуатации.
3.8.
Любые отказы в первичных преобразователях
(датчиках
Да
не должны приводить к отказу Блока мониторинга.
3.9.
Должны быть предусмотрены меры сохранения накопленной
Да
информации при любом одном отказе КНС.
3.10.
Ремонтопригодность КНС должна обеспечивать среднее время
восстановления отказа не более 1 часа при агрегатном принцип
Да
обслуживания (без учета времени ожидания обслуживания)
3.11.
Для группы силового оборудования однофазного исполнения сбор
Да
обработка, накопление и передача первичных данных должны
быть реализованы с применением преимущественно одного Блока
мониторинга.
3.12.
Должны быть предусмотрены меры от несанкционированного
Да
входа в КНС.
42
Таблица Г.2 - Перечень входных сигналов, контролируемых КНС от силового трансформаторного оборудования
Параметр, событие
Датчик/источник
Тип сигнала
Количество
Наличие
информации
параметров
параметра
для 1 фазы 3-фазной группы
для 3-
для 3-фазного
обязате
дополни
фазной
оборудования
льно
тельно
группы
(описать
условия)
АНАЛОГОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ
1 Ток фазный ВН
Встроенный ТТ
(0-1(5))А
1
3
3
+
2 Ток фазный СН (НН1)
Встроенный ТТ
(0-1(5))А
1
3
3
-
+
3 Ток фазный НН (НН2)
Встроенный ТТ
(0-1(5))А
1
3
3
-
+
4 Содержание водорода (Н2) в масле
Прибор контроля
Modbus, МЭК
1
3
1
-
+
газосодержания
61850 (4-20) мА
масла
5 Содержание угарного газа (СО) в
Прибор контроля
Modbus, МЭК
1
3
1
-
+
масле
газосодержания
61850 (4-20) мА
масла
6 Содержание ацетилена (С2Н2) в
Прибор контроля
Modbus, МЭК
1
3
1
-
+
масле
газосодержания
61850 (4-20) мА
масла
7 Содержание влаги в масле
Прибор контроля
Modbus, МЭК
1
3
1
-
+
влагосодержания
61850 (4-20) мА
масла
8 Температура обмотки
Датчик температуры
(4-20) мА
Наиболее нагретая
Наиболее
Наиболее
-
+(наличие
датчика
(оптоволоконный)
обмотка
нагретая
нагретая
на
обмотка
обмотка
введенном
оборудова
нии
обязатель
но для
нового
оборудова
ния)
9 Температура верхних слоев масла
Датчик
(4-20) мА
1
3
1
+
температуры1)
42
10 Температура нижних слоев масла
Датчик
(4-20) мА
1
3
1
-
+
температуры1)
11 Температура масла на входе в
Датчик
(4-20) мА
Соответствует кол-ву
СоответствуСоответствует
-
+
ет кол-ву
кол-ву
охладитель
температуры1)
охладителей
охладителе
охладителей
й
12 Температура масла на выходе из
Датчик
(4-20) мА
Соответствует кол-ву
СоответствуСоответствует
-
+
ет кол-ву
кол-ву
охладителя
температуры1)
охладителей
охладителе
охладителей
й
13 Температура окружающей среды
Датчик температуры
(4-20) мА
-
1
1
+
14 Контроль характеристик и локации
Датчики ЧР
Modbus, МЭК
Соответствует кол-ву
СоответстСоответству+
ЧР
61850
вв/вводов+ нейтраль+
вует кол-
ет кол-ву
заземление
ву
вв/вводов+
вв/вводов
нейтраль+
+
заземление
нейтраль+
заземлени
е
РЕЛЕЙНЫЕ ПАРАМЕТРЫ2)
15 Включены двигатели вентиляторов
Шкаф СО
Сухой контакт
Соответствует кол-ву
СоответстСоответствуе
+
режимов работы СО
вует кол-
т кол-ву
(для
режимов
(групп охлаждения)
ву
типа
работы СО
режимов
СО
(групп
работы
«Д»,
охлаждения)
СО
«ДЦ»)
(групп
охлажден
ия)
43
16 Аварийно отключены двигатели
Шкаф СО
Сухой контакт
Соответствует кол-ву
СоответстСоответствуе
+
вентиляторов
режимов работы СО
вует кол-
т кол-ву
(для
режимов
(групп охлаждения)
ву
типа
работы СО
режимов
СО
(групп
работы
«Д»,
охлаждения)
СО
«ДЦ»)
(групп
охлажден
ия)
17 Включены насосы
Шкаф СО
Сухой контакт
Соответствует кол-ву
СоответстСоответствуе
+
режимов работы СО
вует кол-
т кол-ву
(для
режимов
(групп охлаждения)
ву
типа
работы СО
режимов
СО
(групп
работы
«ДЦ»)
охлаждения)
СО
(групп
охлажден
ия)
18 Аварийно отключены насосы
Шкаф СО
Сухой контакт
Соответствует кол-ву
СоответстСоответствуе
+
режимов работы СО
вует кол-
т кол-ву
(для
режимов
(групп охлаждения)
ву
типа
работы СО
режимов
СО
(групп
работы
«ДЦ»)
охлаждения)
СО
(групп
охлажден
ия)
44
19 Аварийно отключена цепь
Шкаф СО
Сухой контакт
1
3
1
+
управления системой охлаждения
(для
типа
СО
«Д»,
«ДЦ»)
РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ3)
20 Коэффициент нагрузки
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
+
модель № 2 (см. [1]
контролируе-мых
твует
ует кол-ву
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
контроли
емых
руемых
обмоток
обмоток
21 Температура ННТ обмотки
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
+
модель № 6 (см. [1]
контролируемых
твует
ует кол-ву
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
контроли
емых
руемых
обмоток
обмоток
22 Относительная скорость
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
+
термического износа изоляции
модель № 2 (см. [1]
контролируемых
твует
ует кол-ву
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
контроли
емых
руемых
обмоток
обмоток
23 Относительный износ изоляции за
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
+
календарно отработанное время
модель № 2 (см. [1]
контролируемых
твует
ует кол-ву
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
контроли
емых
руемых
обмоток
обмоток
45
24 Относительное влагосодержание
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
-
+ (при
масла
модель № 1 (см. [1]
контролируемых
твует
ует кол-ву
наличи
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
и
контроли
емых
датчик
руемых
обмоток
а
обмоток
влагос
одержа
ния
масла)
25 Влагосодержание твердой
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
-
+ (при
изоляции
модель № 1 (см. [1]
контролируемых
твует
ует кол-ву
наличи
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
и
контроли
емых
датчик
руемых
обмоток
а
обмоток
влагос
одержа
ния
масла)
26 Температура образования
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
-
+ (при
пузырьков
модель № 1 (см. [1]
контролируемых
твует
ует кол-ву
наличи
таблица 6)
обмоток
кол-ву
контролиру
и
контроли
емых
датчик
руемых
обмоток
а
обмоток
влагос
одержа
ния
масла)
46
27 Отработанные моточасы
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответству
-
+
вентиляторов
модель № 3 (см. [1]
режимов работы СО
твует
ет кол-ву
режимов
таблица 6)
(групп охлаждения)
кол-ву
работы СО
режимов
(групп
работы
охлаждения)
СО
(групп
охлажден
ия)
28 Отработанные моточасы
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответству
-
+
маслонасосов
модель № 3 (см. [1]
режимов работы СО
твует
ет кол-ву
режимов
таблица 6)
(групп охлаждения)
кол-ву
работы СО
режимов
(групп
работы
охлаждения)
СО
(групп
охлажден
ия)
29 Количество пусков вентиляторов
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответству
-
+
модель № 3 (см. [1]
режимов работы СО
твует
ет кол-ву
режимов
таблица 6)
(групп охлаждения)
кол-ву
работы СО
режимов
(групп
работы
охлаждения)
СО
(групп
охлажден
ия)
47
30 Количество пусков маслонасосов
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответству
-
+
модель № 3 (см. [1]
режимов работы СО
твует
ет кол-ву
режимов
таблица 6)
(групп охлаждения)
кол-ву
работы СО
режимов
(групп
работы
охлаждения)
СО
(групп
охлажден
ия)
31 Нагрузочная способность
Математическая
Аналоговый
Соответствует кол-ву
Соответс
Соответств
+
трансформатора
модель № 4 (см. [1]
контролируемого
твует
ует кол-ву
таблица 6)
оборудования
кол-ву
контролиру
контроли
емого
руемого
оборудован
оборудов
ия
ания
32 Характеристики ЧР (кажущийся
Математическая
Аналоговый
Соответствует
Соответс
Соответств
+
заряд ЧР, ток, мощность ЧР,
модель № 5 (см. [1]
floating point
математической
твует
ует
количество источников ЧР, тип
таблица 6)
модели
математи
математиче
дефектов ЧР)
ческой
ской
модели
модели
Примечания
1 Возможна установка датчика на поверхность бака (коллектора СО) с помощью магнитной фиксации.
2 Релейные сигналы должны учитываться в технических требованиях к ШАОТ, предусматриваться на этапе проектирования
силового оборудования.
3 Расчетные параметры должны предусматривать передачу сигнала в системы СДТУ, ССПТИ, АСУ Диагностика по стандартным
протоколам обмена.
48
Таблица В.3 - Перечень математических моделей для контроля нагрузочной способности силового трансформаторного оборудования
Наличие параметра
№ п/п
Модель
Описание
Обязательно
Дополнительно
1.
Содержание влаги в
Преобразование данных относительного влагосодержания масла в
+
изоляции.
абсолютное. Расчет влагосодержания твердой изоляции в местах перегрева.
(при наличии
Температура
Определение температуры закипания, запас по температуре закипания.
-
датчика
образования пузырьков
влагосодержания
масла)
пара
2.
Старение изоляции
Расчет старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки
и расчетному влагосодержанию твердой изоляции. Прогноз старения и
+
общего износа по ГОСТ 14209, МЭК 60076-7 (IEEE C57.91-1995).
3.
Состояние и
Расчет температуры верхних слоев масла по ГОСТ 14209, МЭК 60076-7
+
эффективность системы
(IEEE C57.91-1995) и сравнение ее с фактической. Непрерывный контроль
(при наличии
-
охлаждения
режима работы системы охлаждения (уровней охлаждения),
сигналов от
электродвигателей маслонасосов и вентиляторов.
СО)
4.
Нагрузочная
Расчет по ГОСТ 14209, МЭК 60076-7 (IEEE C57.91-1995) нагрузочной
способность
способности трансформатора без ущерба для общего срока службы.
+
трансформатора
5.
Характеристики ЧР
Расчет кажущегося заряда ЧР. Построение Амплитудно-Фазных,
Амплитудно-Частотных и Частотно-Временных диаграмм с определением
+
вероятного типа дефектов и количества источников ЧР.
49
Библиография
[1]
ПТЭ
Правила
технической
эксплуатации
электрических станций и сетей Российской
Федерации
(ПТЭ, утверждены приказом
Минэнерго России №229 от 19.06.2003).
[2]
ПУЭ
Правила устройства электроустановок»
(ПУЭ,
седьмое
издание,
утверждено приказом
Минэнерго России от 20.06.2003 № 242; глава
4.2. Распределительные устройства и подстанции
напряжением выше 1 кВ).
[3]
СО 34.35.125-99
Руководство по защите электрических сетей 6 -
(РД 153-34.3-
1150
кВ от грозовых и внутренних
35.125-99)
перенапряжений.
[4]
МЭК 60076-2005
МЭК CEI/IEC 60076-7 2005 Power transformers
Part
7: Loading guide for oil-immersed power
transformers.
[5]
СО
34.45-51.300-
Объем
и
нормы
испытаний
97
электрооборудования.
[6]
Порядок формирования данных о техническом
состоянии оборудования ПС и ВЛ. Приложение
к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» от 29.12.2010
№ 890р.
[7]
Методика
определения
перегрузочной
способности трансформаторного оборудования
со сверхнормативным сроком эксплуатации.
Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС»
от 22.07.2011 № 506р.
[8]
Сборник
директивных
материалов
Главтехуправления Минэнерго СССР, утв. 1982,
М, Энергия, 1985.
[9]
Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Дементьев Ю. А.,
Антипов К. М.,
Сурба А. С.,
Шейко П. А.,
Неклепаев Б. Н. , Шифрин Л. Н., Кассихин С. Д.,
Славинский А. З., Сипилкин К. Г. О надежности
51
силовых
трансформаторов
и
автотрансформаторов электрических сетей//
Электрические станции.- № 11.- 2005.
[10]
Хренников А.Ю., Гольдштейн В.Г. Техническая
диагностика, повреждаемость и ресурсы
силовых и измерительных трансформаторов и
реакторов// Монография, Энергоатомиздат, М. -
2007., 286 с., ил.
[11]
Правила по охране труда при эксплуатации
электроустановок.
Утверждены
Приказом
Министерства труда и социальной защиты
Российской Федерации от 24.07.2013 № 328н.
[12]
СО 153-34.43.105-
Методические указания по эксплуатации
89
трансформаторных масел.
(РД 34.43.105-89)
[13]
СО 34.46.605
Типовая
технологическая
инструкция.
(РД 34.46.605)
Трансформаторы напряжением
110-1150 кВ,
РДИ 34-38-058-91
мощностью
80 МВА и более. Капитальный
ремонт.
[14]
СО 153-34.04.181-
Правила
организации
технического
2003
обслуживания и ремонта оборудования зданий и
сооружений электростанций и сетей.
[15]
СО 34.46.302-00
Методические указания
по диагностике
(РД 153-34.0-
развивающихся дефектов трансформаторного
46.302-00.)
оборудования
по
результатам
хроматографического
анализа
газов,
растворенных в масле.
[16]
«Методические указания по наладке устройств
переключения ответвлений обмоток под
нагрузкой
(производства
НРБ и ГДР)
трансформаторов РПН» (М.: Служба передового
опыта и информации Союзтехэнерго, 1981).
[17]
СО 34.03.301-00
Правила
пожарной
безопасности
для
(РД 153-34.03.301-
электроэнергетических предприятий.
00)
52