4.1 Параметры трансформаторов должны соответствовать режимам работы электрической сети согласно с “Правилами устройства электроустановок”. При этом должны быть учтены долговременные нагрузочные режимы, кратковременные и толчковые перегрузки, а также возможные в процессе эксплуатации долговременные перегрузки. Эти требования относятся ко всем обмоткам многообмоточных трансформаторов.
4.2. Трансформаторы должны быть установлены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для осмотра:
Для контроля за уровнем масла в маслоуказателях необходимо предусматривать освещение маслоуказателей в темное время суток, если общего освещения недостаточно.
4.3. На баках трехфазных трансформаторов и реакторов и групп однофазных трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть сделаны четкие надписи, указывающие подстанционные номера и присвоенные им единые диспетчерские наименования. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.
Трансформаторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской без металлических наполнителей, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействиям масла.
4.4. При установке трансформаторов с плоской крышкой, оборудованных газовой защитой, бак имел уклон, при котором крышка или верхняя часть бака имела бы подъем по направлению к газовому реле не менее 1 – 1,5 %, а маслопровод от бака к расширителю - не менее 2 - 4 %. Кран, установленный на маслопроводе между газовым реле и расширителем (или автоматический клапан), при работе трансформатора должен быть открыт.
4.5. Провода вторичных цепей, присоединенные к газовому реле и трансформаторам тока, должны быть защищены от разъедания маслом и механических повреждений.
4.6. Стационарные лестницы для обслуживания газовых реле трансформаторов должны быть в исправном состоянии и обеспечивать доступ к газовому реле в соответствии с требованиями ДНАОП 1.1.10 – 1.01 – 97.
4.7. Для контроля уровня масла в трансформаторе на торцевой стенке расширителя около трубчатых или плоских маслоуказателей должны быть четко нанесены три контрольные черты, которые соответствуют уровням масла при установившейся температуре в неработающем трансформаторе:
а для трансформаторов, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-65 или по новым техническим условиям:
4.8. Трансформаторы с массой масла 1000 кг и более должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от окисления и увлажнения (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной, пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора. Маслонаполненные вводы должны работать (храниться) с постоянно включенными устройствами защиты масла от окисления и увлажнения.
4.9. Выхлопная (предохранительная) труба трансформатора не должна быть направлена на установленный рядом трансформатор или аппарат, чтобы при выбросе масло не попало на другое оборудование и площадку для обслуживания газового реле.
Если труба направлена на стоящее рядом оборудование, следует установить огнестойкую отбойную стенку или металлический щит между трансформатором и оборудованием.
Не допускается замена стеклянной мембраны в трубе на мембрану из другого материала. При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целости мембраны.
Воздушная полость выхлопной трубы трансформаторов, имеющих газовое реле, должна иметь соединение с воздушной полостью расширителя.
4.10. Для предотвращения повышенного нагрева трансформатора и ускоренного старения их изоляции необходимо следить, чтобы при естественной и искусственной вентиляции разность между температурой воздуха, входящего в трансформаторное помещение снизу и выходящего сверху, не превышала 15 °С при их номинальной нагрузке.
В помещениях, где установлены сухие трансформаторы, относительная влажность воздуха не должна превышать 80% при 25 °С.
Трансформаторные помещения должны содержаться в полной исправности, чтобы через кровлю и проемы (оконные, вентиляционные) в помещение не попадали дождь, снег, а также мелкие животные и птицы.
4.11. Двери трансформаторных помещений должны быть постоянно заперты на замок. На дверях и в трансформаторных помещениях должны быть сделаны надписи, указывающие подстанционные номера и присвоенные им единые диспетчерские наименования.
На дверях трансформаторного помещения укрепляются предупредительные плакаты установленного содержания и формы.
4.12. Нагрев при работе трансформатора контролируется по температуре верхних слоев масла, измеряемой термометрами и термосигнализаторами. При установке термометров на трансформаторы наружной установки необходимо принимать меры для предотвращения попадания влаги в гильзы термометров и повреждения гильз при замораживании в них влаги.
На трансформаторах с повышенной вибрацией бака для обеспечения более длительной и надежной работы термосигнализаторов рекомендуется устанавливать термосигнализаторы на отдельной стойке, не связанной с баком, или на амортизаторах.
4.13. ШАОТ системы охлаждения Д необходимо устанавливать за пределами маслоприемника. Навешивание шкафа управления на бак трансформатора допускается, если шкаф и оборудование, установленные в ней, расчитаны на работу в условиях вибрации, которая возникает во время работы трансформатора.
4.14. Нагрузку двухобмоточных трансформаторов мощностью 1000кВА и выше, за исключением установленных в трансформаторных пунктах (ТП), контролируют по амперметрам, включенным в одну фазу, а трехобмоточных трансформаторов - по амперметрам, включенным в цепи всех трех обмоток в одноименную фазу.
4.15. Трансформаторы должны эксплуатироваться с включенной защитой от внутренних повреждений и сверхтоков, выполненной в соответствии с проектом, а отключающие элементы газовой защиты должны быть включены с действием на отключение.
Разрывная мощность предохранителей при защите трансформаторов должна соответствовать мощности короткого замыкания в данной точке сети, и при этом должна обеспечиваться селективная работа релейной защиты.
4.16. Противопожарные средства, которыми оснащены трансформаторные установки, должны поддерживаться в исправном состоянии и периодически проверяться.
Дренаж и маслоотводы от маслоприемных устройств необходимо периодически очищать и проверять.
Масло, стекающее из-под оборудования в процессе эксплуатации, необходимо собирать в дренажную систему и очищать с помощью отстойников других устройств.
Кабельные каналы около трансформаторов должны быть плотно закрыты и защищены от попадания масла, растекающегося из-под трансформатора в случае его повреждения.
Гравийная засыпка под трансформатором должна содержаться в чистоте, и при засорении или значительном замасливании она должна быть промыта или заменена.
4.17. Каждый трансформатор должен иметь комплект документов, которые содержат информацию про его состояние и условия эксплуатации.
Комплект документов должен содержать:
Никто пока не комментировал эту страницу.
В стандарте [6] предусмотрено присваивать различным документам вида «расчет» код[1] документа РР, а для локальной сметы код документа ЛС.
Никакой необходимости использовать код Б для обозначения документов, в названии которых нет слова «Обоснование», не существует, а отсутствие документов, в названии которых использовано это слово подтверждает, что из ГОСТ 34.201-2020 должен быть исключен фактически не существующий документ «Обоснование».
Литература:
6 ГОСТ Р 21.101-2020 Основные требования к проектной документации
7 Н. Зенин. Судьба требований ГОСТ 34-й серии в проектах по информационной безопасности // [Электронный ресурс], режим доступа: https://www.anti-malware.ru/practice/methods/GOST-requirements-34th-series-in-information-security-projects
[1] В данном стандарте вместо термина «код документа» используют словосочетание «шифр документа»
Разработчики стандартов иногда предлагают новые виды документов, объясняя это тем, что существующих видов документов недостаточно для новых изделий. Например, в таблице 1 стандарта [1] перечислены несколько видов документов, разрабатываемых для автоматизированных систем (далее АС). Обратим внимание на документ «Обоснование» (код документа Б). Его назначение определено так:
«Изложение сведений, подтверждающих целесообразность принимаемых решений»
Отметим, что в числе толкований значений слова «обоснование» есть и тексты, служащие основанием для принятия решения.
Какие же текстовые документы приведены в таблице 2 стандарта [1], где перечислены конкретные документы?
Как ни странно, но документа со словом «обоснование» в названии нет ни в стандарте [1] нет, как нет его и в отменном руководящем документе [2].
Слово «обоснование» в [2] использовано в названии раздела отчета, разрабатываемого на стадии формирования требований к АС – Обоснование необходимости совершенствования информационной системы объекта.
«Обоснование» содержится ещё в двух стандартах [3, 4], где применено в названии этапа работы – Обследование объекта и обоснование необходимости создания АС.
Отметим, что в cтандартах [3, 4] обоснование необходимо для вынесения технико-экономической, социальной и т.п. оценок на стадии формирования требований к АС.
При этом сам документ, содержащий результаты обоснования, оформляют в виде отчета по ГОСТ 7.32 [5], а не в виде документа вида «Обоснование».
Обратимся теперь к стандарту [1] и посмотрим какие же документы с кодом Б (присвоен документу «Обоснование») указаны в таблице 2:
- локальный сметный расчет (код Б2);
- проектная оценка надежности системы (код Б1);
- локальная смета (код Б3).
Из перечисления видно, что ни в одном из названий этих документов с кодом Б нет слова «Обоснование».
Продолжение следует