Какой уровень масла должен быть в расширительном баке неработающего трансформатора

Обновлено: 02.07.2024

6. ПОДГОТОВКА К ВВОДУ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ВКЛЮЧЕНИЕ ИХ В РАБОТУ.

6.1. Подготовка трансформаторов к работе при первом включении и после ремонта.

6.1.1. Новый трансформатор или трансформатор, находящийся в эксплуатации, может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ на трансформаторе и его оборудовании устройств вторичной коммутации при условии соответствия результатов испытаний трансформатора требованиям РД 16.363-87, инструкций по эксплуатации составных частей трансформатора или ГКД 34.20.302-2002 (после ремонта).

6.1.2. При первом включении трансформатора после монтажа или после ремонта, связанного с отсоединением или заменой цепей вторичной коммутации, необходимо проверить воздействие устройств релейной защиты и автоматики (далее – РЗА) трансформатора на отключение выключателей, установленных в его цепи, и ввести эти устройства в работу согласно местной инструкции по эксплуатации устройств РЗА.

6.1.3. На термометрах манометрических и датчиках температуры выполнить следующие уставки:

95 °С - термосигнализатор, который сигнализирует о граничной температуре верхних слоев масла трансформатора с системой охлаждения типа “Д”;
55 и 50 (40 и 35) °С - соответственно замыкающий и размыкающий контакты термосигнализатора, который используется в схеме управления системой охлаждения трансформатора типа “Д”;
5 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления подогрева шкафа привода устройства РПН и ШАОТ;
минус 25 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления приводами РПН (проверяется согласно с паспортом датчика).

6.1.4. Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичной цепи, убедиться в его исправном состоянии.

При внешнем осмотре трансформатора проверить:

отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоплотности, следов коррозии;
состояние изоляторов вводов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия и др.) ;
состояние фланцевых соединений бака и других узлов (вводов, устройств РПН, термосифонных фильтров);
отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;
целостность и исправность измерительных и защитных устройств (манометрических сигнализирующих термометров, газового реле, защитных реле баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, манометров на герметичных вводах);
состояние видимых контактных соединений и заземлений;
показания маслоуказателей расширителей на соответствие средней температуре масла в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН
уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на уровне, соответствующему средней температуре масла в трансформаторе, который устанавливается примерно в соответствии с среднесуточной температурой окружающего воздуха. Уровень масла в отсеке расширителя бака контактора устройства РПН при положительной температуре масла должен соответствовать приблизительно середине шкалы маслоуказателя. В трансформаторе, находящемся в работе, уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла трансформатора.
проверить уровень масла и состояние индикаторного силикагеля в высоковольтных негерметичных вводах, давление масла в высоковольтных герметичных вводах в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов;
состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;
уровень масла в масляных затворах воздухоосушителей;
состояние узлов передачи устройств РПН (отсутствие поломок шарнирных и нониусных муфт, отсутствие нарушений стопорения и покрывания ледом узлов передачи, наличие смазки;
состояние приводов устройств РПН и взаимное соответствие показаний указателей положения привода и переключающего устройства, а также указателя положений устройства РПН на щите управления;
состояние ШД, ШАОТ и аппаратуры в них;
работу схемы обогрева ШАОТ привода устройства РПН;
состояние системы охлаждения и ее работоспособность.

Дополнительно необходимо проверить:

открытое положение отсечного клапана (при наличии);
соответствие положения вентилей на маслопроводах (от расширителей к бакам трансформатора и контакторов устройств РПН ), а также на маслопроводах доливки масла обозначенного на схеме установки расширителя;
открытое положение запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения, термосифонных и адсорбционных фильтров;
состояние заземления бака выводов нейтрали обмоток трансформатора, если не предусмотрено ее разземление;
показания термосигнализаторов и соответствие выставленных на них уставок, указанным в 6.1.3.;
состояние электрооборудования и ошиновки цепи трансформатора, обращая внимание на подключение вентильных разрядников или ограничителей перенапряжения.
в зимнее время проверить исправность обогрева шкафа приводного механизма устройства РПН, шкафа автоматики охлаждения трансформатора (ШД).

Кроме того, кратковременным (до появления течи масла) открытием крана на крышке газового реле необходимо удалить из него воздух. Произвести выпуск воздуха через предусмотренные конструкцией трансформатора пробки.

Подготовить к вводу в работу схему управления устройством РПН трансформатора, для чего необходимо:

в шкафу привода РПН установить в положение “ Д “ (дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
на панели щита управления установить в положение “ Д” (Дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
подать напряжение 0,23 (0,4) кВ в схему управления устройства РПН;
с целью очистки контактной системы от окиси и шлама выполнить не менее десять циклов переключения по всему диапазону РПН и ПБВ
установить переключающее устройство в требуемое положение и зафиксировать. Проверить соответствие указателя положения приводного механизма устройства РПН в шкафу привода указателю положения переключающего устройства на панели управления.

6.1.7. В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 25 °С указанные в п. 6.1.6. переключения устройства РПН не производить.

6.1.8. Установить в необходимое положение привод устройства ПБВ и проверить его застопоренное положение.

6.1.9. Произвести необходимые измерения на предмет соответствия действительному установленного положения переключающих устройств: для устройств ПБВ – во всех случаях, для устройств РПН – в зависимости от состояния трансформатора по результатам предыдущей эксплуатации.

6.2. Подготовка трансформаторов к работе в процессе текущей эксплуатации

6.2.1. Подготовку трансформаторов к работе после простоя длительностью менее 3 месяцев, когда ни на одну обмотку не было подано напряжение, необходимо производить согласно требованиям п.п. 6.14. - 6.1.7. настоящей инструкции. При этом допускается провести только 2-3 цикла переключений устройств ПБВ и РПН.

Необходимо ввести в работу устройства РЗА трансформатора и, при необходимости, проверить их воздействие на коммутационные устройства в цепи трансформатора.

6.2.2. Подготовку трансформатора к работе после простоя в резерве длительностью более трех месяцев и более, когда ни на одну из его обмоток не было подано напряжение, необходимо производить согласно с п. 6.2.1., но в этом случае дополнительно:

отобрать пробу масла из бака трансформатора и проверить его пробивное напряжение, влагосодержание, газосодержание;
отобрать пробу масла из бака контактора устройства РПН и проверить пробивное напряжение и влагосодержание масла;

Результаты проверок должны соответствовать требованиям пунктов приложения настоящей инструкции. При несоответствии качества масла требованиям вышеуказанных пунктов необходимо выяснить и устранить причину ухудшения характеристик масла.

произвести измерения характеристик изоляции (R60 и tgd) трансформатора и оценить полученные результаты в соответствии с РД 16.363 – 87 или ГКД 34.20.302 – 2002 с учетом результатов предыдущих испытаний.

6.2.3. Подготовку трансформатора к работе после его автоматического отключения действием защит от внутренних повреждений необходимо производить в такой последовательности.

6.2.3.1. По действию сигнальных устройств определить типы защит, срабатывание которых привело к отключению трансформатора.

6.2.3.2. Произвести внешний осмотр трансформатора и оборудования с целью выяснения причины отключения трансформатора.

6.2.3.3. Осмотреть газовое реле и отобрать пробы газа и масла для проверки газа на горючесть и проведения химического анализа.

Отобрать пробы масла из бака трансформатора для проведения анализа, если причины отключения не объясняются неправильным действием релейной защиты или повреждением оборудования, входящего в зону действия сработавшей защиты.

6.2.3.4. Провести электрические испытания и измерения трансформатора в следующем объеме: замер сопротивления изоляции, тока холостого хода, напряжения короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току.

6.2.3.5. При отключении трансформатора действием реле бака контактора дополнительно руководствоваться указаниями п.7.4.3.2. настоящей инструкции.

6.2.4. Трансформатор необходимо вывести в ремонт в случае:

его видимого повреждения;
если газ горючий;
если в газе содержатся (по результатам физико-химического анализа и хроматографического анализа растворенных в масле газов) продукты разложения изоляции или масла, подтвержденные результатами электрических испытаний и измерений;
неудовлетворительных результатов электрических испытаний и измерений;

При срабатывании защитного реле бака контактора РПН трансформатор выводится из работы для ревизии контактора.

После окончания ремонта трансформатора его необходимо испытать в соответствии с п.8.2.2. настоящей инструкции. При соответствии результатов испытаний требованиям ГКД 34.20.302 – 2002 трансформатор необходимо подготовить к включению в работу согласно п. 6.2.1. настоящей инструкции.

6.2.5. В случае отключения трансформатора действием защит от внешних повреждений при отсутствии при этом признаков повреждения его первичной цепи, трансформатор может быть включен в работу без проверок.

6.2.6. Если причиной отключения явилось ложное срабатывание защит, трансформатор следует включать в работу после устранения неисправности.

6.2.7. Во всех случаях включение трансформатора в работу после его автоматического отключения производится с разрешения главного инженера предприятия.

6.2.8. Подготовку к работе комплектующих изделий и составных частей трансформатора после выполнения ремонтных или профилактических работ на них выполнить в соответствии с указаниями инструкций по эксплуатации.

6.3. Включение трансформаторов в работу.

6.3.1. После выполнения подготовительных работ и получения разрешения на ввод трансформатора в работу необходимо собрать его схему первичных соединений согласно указаний местной инструкции по оперативным переключениям.

6.3.2. Включать трансформатор следует не раньше чем через 12 часов после последней заливки масла в трансформатор. По окончании работ, связанных с частичным сливом масла, допускается включение трансформатора в работу через 6 часов после доливки масла.

6.3.3. Включать трансформатор в работу следует толчком на полное напряжение со стороны ВН, СН или НН.

Перед включением необходимо проверить отсутствие воздуха в газовом реле путем кратковременного открытия вентиля на газовом реле до появления масла.

После включения необходимо в течение не менее 12 часов осуществлять контроль за появлением воздуха в газовом реле трансформатора, периодически открывая вентиль газового реле и выпуская скопившийся воздух с соблюдением необходимых мер безопасности.

При первом включении после монтажа или ремонта трансформатор следует включать на холостой ход при отключенных вентиляторах системы охлаждения не менее чем на 30 минут для прослушивания и наблюдения за его состоянием.

При первом включении после монтажа при наличии выключателей со стороны питания рекомендуется осуществить от трех до пяти включений трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от толчков намагничивающего тока.

На панелях защит и сигнализации необходимо проверить отсутствие сигналов неисправности трансформатора. При их наличии необходимо устранить причину неисправности, после чего включить трансформатор под нагрузку.

Вентиляторы обдува должны включаться автоматически при достижении температуры масла 55 °С или при номинальной нагрузке независимо от температуры масла. Дутье должно отключаться при снижении температуры масла до 45 - 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

6.3.5. Включение трансформаторов на полную нагрузку в зимнее время допускается при температуре верхних слоев масла минус 40 °С и выше в трансформаторах с охлаждением вида М и Д.

Работа трансформаторов, за исключением сухих систем, невозможна без трансформаторного масла. Эта рабочая жидкость играет важную роль в процессе эксплуатации трансформаторных узлов. Она выполняет две ключевые функции – изоляция обмоток и их эффективное охлаждение.

Пример трансформатора, в котором используется масло

Причины износа и старения масла в трансформаторе

В процессе работы трансформатора его рабочая жидкость окисляется, загрязняется и увлажняется. Это приводит к тому, что она теряет свои оптимальные электрические и химические свойства. Продукты старения, которые откладываются на активных элементах трансформаторной системы, приводят к худшему отводу тепла и перегреву, как самого масла, так и трансформатора.

Основными факторами старения масла является воздействие кислорода и электрического поля. В качестве катализатора процесса старения будет выступать повышенная температура, наличие в масле солей различных металлов, воздействие прямого солнечного света и попадание влаги.

Важным фактором в загрязнении масла является и процесс усадки изоляционных материалов. Разрушения используемых лаков и целлюлозных материалов приводит к накоплению грязи и ее осаждению на рабочих поверхностях. Это способствует худшему теплоотводу и увеличению рабочей температуры масла, а это уже в свою очередь способствует и процессам окисления.

Чтобы исключить выход трансформатора из строя следует следить за состоянием его масла и своевременно проводить техническое обслуживание. Ведь своевременная регенерация масла позволит полностью восстановить его оптимальные свойства.

В процессе эксплуатации силовых трансформаторов производят осмотры, измерение температуры масла и нагрузки, включение на параллельную работу, фазировку, испытание масла, текущий и капитальный ремонты.

Осмотры силовых трансформаторов в трансформаторных подстанциях производят не реже 1 раза в 6 мес. При осмотрах прежде всего проверяют уровень масла в маслоуказательном стекле расширителя, который должен находиться против соответствующей его температуре отметки, нанесенной на маслоуказательном стекле. Одновременно проверяют, нет ли течи масла в местах уплотнений: между крышкой и баком, под фланцами изоляторов, в кранах и т. п. Осматривают изоляторы трансформаторов.

Все трансформаторы должны иметь термометры для измерения температуры масла. При осмотрах температуру масла записывают. Температура верхних слоев масла при длительной работе трансформаторов не должна быть более 95°С, а превышение его температуры над температурой окружающего воздуха не должно быть более 60°С.

При наличии термосифонного фильтра обращают внимание на цвет адсорбента (силикагеля) в фильтрах. Цвет свежего адсорбента — голубой, при потере адсорбционной способности — розовый.

Нагрузку трансформаторов измеряют 2 раза в год — в период минимальных нагрузок (май — июнь) и максимальных нагрузок (декабрь). Силовые трансформаторы допускают перегрузку. Пределы длительности перегрузки указаны в типовой инструкции по эксплуатации трансформаторов и зависят от суточного графика нагрузки и недогрузки трансформатора в летнее время.

Аварийная перегрузка трансформаторов допускается в следующих размерах:

45	60	75	100	200
Длительность перегрузки, мин	120	80	45	20	10	1.5

Перегрузка по току для сухих трансформаторов, % от номинального тока	20	30	40	50	60
Длительность перегрузки, мин	60	45	32	18	5

При наличии передвижного резерва допускается перегрузка масляных трансформаторов в аварийном режиме сверх номинальной до 40% на время максимума, но не более 6 ч в сутки и не более 5 суток при условии, что коэффициент заполнения суточного графика нагрузки не превышает 0,75.

Перед включением трансформатора испытывают электрическую прочность трансформаторного масла и производят его химический анализ; измеряют сопротивление обмоток постоянному току и сопротивления изоляции обмоток, стяжных болтов и ярмовых балок; проверяют мегомметром целость обмоток и испытывают повышенным напряжением переменного тока их изоляцию вместе с вводами трансформатора, осматривают цепи вторичных соединений и измеряют сопротивление их изоляции, проверяют предохранители или релейную защиту; определяют, возможна ли параллельная работа трансформаторов, проверяют их фазировку; осматривают трансформаторы после включения в горячем состоянии и проверяют, нет ли течи масла в уплотнениях.

При включении двух или более трансформаторов на параллельную работу соединяют друг с другом одноименные выводы как на первичной, так и на вторичной сторонах. Параллельная работа трансформаторов считается нормальной, когда между ними отсутствуют уравнительные токи, нагрузочные токи распределяются пропорционально их мощностям и токи нагрузки совпадают по фазе. Условия, при которых возможна параллельная работа трансформаторов, следующие:

одинаковые группы соединений обмоток;
равные коэффициенты трансформации;
одинаковые напряжения короткого замыкания (допускается включение на параллельную работу при разнице в напряжениях короткого замыкания не более 10%);
отношение мощностей параллельно работающих трансформаторов должно быть не более 3:1.

Перед включением трансформаторов на параллельную работу производят их фазировку на стороне низшего напряжения. Если вторичные обмотки трансформаторов соединены в треугольник (смотри рисунок, а) или в звезду без нулевой точки, то фазировку выполняют следующим образом: соединяют одну из фаз одного трансформатора с какой-либо фазой другого трансформатора и вольтметром отыскивают одноименные фазы на остальных четырех зажимах. На одноименных фазах показания вольтметра будут нулевыми, и если концы этих фаз расположены друг против друга, то трансформаторы включают на параллельную работу.

Схема фазировки трансформаторов:

а — при соединении обмоток в треугольник, б — при соединении

обмоток в звезду с заземленной нулевой точкой

Вольтметр должен иметь шкалу на двойное линейное напряжение, так как при несовпадении фаз напряжение между зажимами может быть равно двойному линейному напряжению.

Если ни одно из измерений не дает нулевого показания, меняют местами подводящие концы со стороны питания у фазируемого трансформатора и снова повторяют фазировку.

Если при фазировке не получится нулевых показаний вольтметра, то фазировка невозможна, и трансформаторы включать на параллельную работу нельзя.

Текущий ремонт силовых трансформаторов производят не реже 1 раза в 4 года в следующем объеме:

наружный осмотр и при возможности устранение выявленных недостатков на месте;
чистка изоляторов и кожуха;
удаление грязи из расширителя, его промывка, доливка масла, проверка маслоуказателя;
проверка спускного крана и уплотнений; проверка состояния заземления бака трансформатора; проверка состояния пробивного предохранителя; проверка надежности присоединения выводных контактов к шинам;
замена силикагеля в термосифонном фильтре (при необходимости);
взятие пробы масла;
измерение сопротивления изоляции и испытание изоляции повышенным напряжением.

Сопротивление изоляции обмоток измеряют мегомметром на 1000 — 2500В и определяют через 15с (R15) и 60 с (R60) после разворота рукоятки мегомметра. Сопротивление изоляции R60 сравнивают с результатами предыдущего измерения или заводского протокола. Кроме того, определяют отношение R60/R15, которое для сухой изоляции трансформатора должно быть не менее 1,3. При увлажнении изоляции абсолютное значение сопротивления изоляции, а также и отношение R60/R15 уменьшается.

Капитальные ремонты силовых трансформаторов с выемкой сердечника и заменой масла производят по мере необходимости (по результатам испытаний и осмотров) и выполняют в специальных ремонтных мастерских электросетей.

Повреждения трансформаторов в эксплуатации крайне редки, но наиболее распространенными из них являются замыкания витков обмоток и пробой изоляции на корпус, которые происходят главным образом из-за естественного старения и износа изоляции, перегрузки трансформатора, механического повреждения изоляции при сквозных коротких замыканиях (замыканиях в сети низшего напряжения), а также из-за утечки масла при недосмотре эксплуатационного персонала.

На каждый трансформатор, находящийся в эксплуатации, заполняют технический паспорт, где указывают заводские данные и эксплуатационные показатели — нагрузку, температуру и результаты испытания масла, сопротивление изоляции обмоток, даты ремонта и результаты электрических испытаний.

Замена масла

Такая процедура проводится, ели масло сильно загрязнено и технические параметры не позволяют его эффективно использовать. Выполнять процедуру лучше на месте. В процессе замены трансформатор обсушивается от старого масла и промывается с помощью специального разогретого нафтенолового или отрегенерированного масла. Эта процедура позволяет полностью удалить из трансформаторной системы всю, накопившуюся за годы эксплуатации, грязь. После этого в трансформатор заливают регенерированное или новое масло. Важно следить за его уровнем в трансформаторе – важно, чтобы он был и не выше, и не ниже нормы. Чтобы его контролировать используют специальные маслоуказатели МС. С их помощью можно будет залить именно столько масла, сколько нужно для конкретного вида трансформатора.

Замена масла в трансформаторе

Расширительный бак трансформатора

Полезная модель относится к области электротехнической промышленности, а именно к устройствам защиты трансформаторного масла от увлажнения и окисления в процессе эксплуатации, а также компенсации температурных изменений объема масла в баке трансформатора, и может быть использовано, преимущественно, в трансформаторостроении при производстве электропечных трансформаторов.

Известно, что для защиты масла в трансформаторе от увлажнения и окисления, которые приводят к снижению электрической прочности масла и изоляции, а также для компенсации температурных изменений объема масла в баке трансформатора, применяют расширительные баки.

При наличии в трансформаторе отдельного отсека (например, отсека переключающего устройства в электропечных трансформаторах) устанавливается либо два независимых расширительных бака, либо специальный расширительный бак с перегородкой, разделяющей его объем на две независимые части.

Известное устройство по совокупности существенных признаков является наиболее близким к заявляемому техническому решению и выбрано в качестве ближайшего аналога (прототипа).

Известное устройство позволяет достаточно эффективно осуществлять защиту трансформаторного масла от увлажнения и окисления в процессе эксплуатации трансформатора.

Недостатками известного устройства являются:

— большие габариты устройства, особенно в том случае, когда объемы отдельных отсеков трансформатора (и, следовательно, объемы отсеков расширителя) отличаются существенно (более чем в 10 раз), так как для размещения патрубка, пробок для слива и залива масла, маслоуказателя, перегородку приходится устанавливать достаточно далеко от крышки и, тем самым, объем малой части расширителя оказывается больше требуемого, из-за чего вырастают общие габариты расширительного бака;

— низкая технологичность изготовления расширительного бака из-за сложности установки и сварки перегородки и, как следствие, возможность нарушения герметичности между отсеками расширительного бака.

Техническим результатом использования заявляемой полезной модели является уменьшение габаритов устройства и повышение технологичности его изготовления.

Снижение габаритов устройства обусловлено меньшими размерами дополнительного отсека. Кроме того, меньший по размерам дополнительный отсек в минимальной степени уменьшает объем основного отсека расширительного бака. При этом отпадает необходимость в увеличении объема основного отсека и, следовательно, его габаритов.

Повышение технологичности устройства достигается тем, что оба отсека расширительного бака могут изготавливаться независимо друг от друга, а крепление дополнительного отсека с крышкой основного отсека расширительного бака не представляет сложности ввиду удобного доступа к месту крепления.

Сущность полезной модели поясняется графическим материалом, на котором изображена общая схема устройства.

Устройство работает следующим образом.

Предварительно собранное устройство с помощью проушин 24 поднимают, устанавливают кронштейнами 8 и 9 на бак трансформатора и соединяют через патрубки 10 и 19 и защитные реле 11 и 20 с соответствующими отсеками трансформатора. Защитные реле 11 и 20 предназначены для отключения трансформатора в аварийных ситуациях (внутренние повреждения, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из отсеков трансформатора в расширитель, а также утечка масла из отсеков трансформатора). Через пробки 12 и 21 осуществляется заполнение маслом основного и дополнительного отсеков 1 и 2 расширительного бака (а также отсеков трансформатора) до отметок на маслоуказателях 14 и 23, которые соответствуют текущей температуре окружающей среды.

При работе трансформатора за счет изменения температуры происходят колебания уровня трансформаторного масла в каждом отсеке трансформатора независимо друг от друга. При нагревании масло из отсеков трансформатора через соответствующие патрубки 10 и 19 и защитные реле 11 и 20 поступает в отсеки расширителя 1 и 2. При снижении температуры масло поступает аналогичным путем обратно в отсеки трансформатора.

Изменение в отсеках расширителя 1 и 2 уровня масла, а, следовательно, и его объема компенсируется атмосферным воздухом, который поступает в основной отсек 1 через патрубок 6 и воздухоосушитель 7, а в дополнительный отсек 2 через отверстие 18. Воздухоосушитель 7 предназначен для очистки воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях масла, от влаги и загрязнений. Слив масла, например, во время выполнения ремонтных работ осуществляется через пробки 13 и 22.

В настоящее время заявителем изготовлен опытный образец устройства. Предварительные испытания показали его высокую эффективность.

Регенерация масла

Процесс регенерации представляет собой процедуру восстановления параметров масла, связанную с выведением из его состава продуктов старения. Этот процесс можно осуществлять на месте посредством откачивания масла с нижней части трансформатора, пропускания через установку регенерации и закачивания через расширительный бак. В процессе прокачивания масло пропускается через специальный адсорбент, который осаждает продукты старения. Кроме этого оно поддается дегидратации, дегазации и механической фильтрации. Эту процедуру продолжают до тех пор, пока снова не будут достигнуты нужные эксплуатационные параметры.

Схема установки для регенерации масла в трансформаторах

Размещение трансформаторов

Согласно существующим нормативам трансформаторы могут быть установлены, как внутри помещения, так и вне его. Во втором случае оборудование красится в светлые тона с использованием красок стойких к различным погодным условиям.

Следует отметить, что правила установки трансформаторов требуют проводить их маркировку. При использовании трехфазных трансформаторов номера подстанций записываются на их баках. В случае применения однофазного оборудования данного вида, объединенного в группу, его указывают на средней фазе. Баки однофазных трансформаторов используются для нанесения расцветки фаз.

При помещении трансформаторов в специальные будки, они закрываются на замок. На их дверях должна содержаться информация, касающаяся номеров подстанций, находящихся в них трансформаторов. На их поверхность наносятся и предупредительные знаки.

Очистка и осушка

Эта процедура состоит в том, чтобы отделить из масла механические примеси и имеющуюся влагу. Осуществляется этот процесс посредством центрифугирования и фильтрования через специальные бумажные фильтры. Высоких показателей очистки можно добиться, используя центрифугу совместно с фильтр-прессом. Такая методика широко применяется при очистке рабочего масла в трансформаторах, функционирующих с напряжением до 110кВ. Для устройств, работающих с напряжениями от 220кВ, параллельно с процессами осушки и фильтрации используют еще и дегазацию масла, а в некоторых случаях и насыщение инертным газом.

Читайте также: