Ремонт трансформатора тока тфзм 110

Текущий ремонт ТТ ТФЗМ И ТН НКФ на110-500кВ с выносными маслоуказателями

Содержание материала

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АЭС – атомная электростанция;
ГЖ – горючая жидкость;
г/п – грузоподъемность;
ГОСТ – государственный стандарт;
ИТР – инженерно-технические рабочие;
КС – контактное соединение
ЛВЖ – легковоспламеняющаяся жидкость;
ОСТ – отраслевой стандарт;
отм. – отметка высотная;
СИЗ – средства индивидуальной защиты;
СТК – служба технического контроля;
ТК – технологическая карта.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1 Настоящая технологическая карта ТК на «Текущий ремонт трансформаторов тока серии ТФЗМ напряжением 110-500кВ и НКФ напряжением 110-500кВ оборудованные выносными маслоуказателями.» (далее по тексту ТК) разработана для выполнения работ на трансформаторах напряжения и трансформаторах тока на электроэнергетическом предприятии
1.2 Настоящая ТК разработана на основании документации:
— ВЛИЕ.670105.001ТО «Трансформатор тока ТФЗМ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации»;
— ВЛИЕ.670105.004РЭ «Трансформатор тока ТФЗМ-500. Руководство по эксплуатации»;
— ВЛИЕ.670105.001ПС «Трансформатор тока типа ТФЗМ-110. Паспорт»;
— ВЛИЕ.670105.002ПС «Трансформатор тока типа ТФЗМ-200. Паспорт»;
— НТЛУ.671244.002ПС «Трансформатор тока типа ТФЗМ-500. Паспорт»;
— ОВЛ. 468.233 «Трансформатор тока типа ТФЗМ. Паспорт»
— П5-486 «Трансформаторы напряжения типов НКФ. Монтаж и правила эксплуатации».
1.3 До начала текущего ремонта измерительных трансформаторов напряжения типа НКФ и трансформаторов тока типа ТФЗМ находящихся на электроэнергетическом предприятии, необходимо ознакомить исполнителей работ с заводской документацией и с настоящей инструкцией под роспись в листе ознакомления настоящей ТК.
1.4 Технологическая карта разработана в соответствии с нормативно — технической документацией, указанной в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Нормативно — техническая документация
Обозначение Наименование
НП-001-97
(ПН АЭ Г -01-011-87, ОПБ-88/97) Общие положения обеспечения безопасности атомных станций
РД ЭО 0198-2000 Техническое обслуживание и ремонт систем и оборудования АС сборка фланцевых соединений. Общие технические требования
СО 153-34.03.204
(РД 34.03.204-93) Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями
РД 34.03.204-93 Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями
ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
СТО 1.1.1.02.001. 0673-2006 Правила охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом»
СТО 1.1.1.01.0678-2007 Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций.
ПОТ РМ-020-2001 Межотраслевые правила по охране труда при электро- и газосварочных работах
ГОСТ 10434-82 Соединения контактные электрические. Классификация. Общие технические требования.
ППБ АС-2011 Правила пожарной безопасности при эксплуатации атомных станций

2 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1 Настоящая технологическая карта на текущий ремонт трансформаторов тока серии ТФЗМ 110-500кВ и НКФ напряжением 110-500кВ оборудованные выносными маслоуказателями. ТК описывает отдельные операции и процесс текущего ремонта трансформаторов тока ТФЗМ и трансформаторов напряжения НКФ в целом. Указание возможных для применения при выполнении операций видов оборудования, технологической оснастки. ТК предназначена для ремонтного персонала электрического цеха АЭС и при организации и проведении ремонтов трансформаторов ТФЗМ и НКФ.
Измерительные трансформаторы тока серии ТФЗМ напряжением 110-500кВ и трансформаторы напряжения НКФ напряжением 110-500кВ на открытых распределительных устройствах.
Трансформаторы напряжения представляют собой преобразователь переменного тока одного класса напряжения в переменный ток другого класса напряжения.
Трансформаторы напряжения предназначены для питания электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации.
Трансформаторы тока предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и (или) устройствам защиты и управления.
2.2 У трансформаторов, предназначенных для работы с двумя или тремя коэффициентами трансформации, предусмотрена возможность переключений на первичной обмотке путём соединения шин наружными или внутренними перемычками на всех вторичных обмотках.
2.3 Трансформаторы на 500кВ выполнены в виде двух ступеней: нижней и верхней.
Верхняя ступень состоит из верхней и нижней обмоток, имеет основание для соединения с нижней ступенью и общий маслорасширитель для двух ступеней.
Нижняя ступень имеет: первичную и четыре вторичных обмоток; два основания верхнее (для соединения с верхней ступенью) и нижнее, временный расширитель масла (на время транспортирования и хранения)
2.4 Общий вид трансформаторов типа НКФ-110-500кВ показан на рис 1.

* — размеры для справок
Рис.1 Общий вид и габаритные размеры трансформаторов типа НКФ-110-500кВ
2.5 Общий вид трансформаторов типа ТФЗМ-110-500кВ показан на рис 2.

* — размеры для справок
Рис.2 Общий вид и габаритные размеры трансформаторов типа ТФЗМ-110-500кВ.
2.6 Виды ремонтов и периодичность
Для измерительных трансформаторов установлены следующие периодичности ремонтов:
— Трансформаторы напряжения типов НКФ-110-500 – текущий ремонт 1 раз в год.
— Трансформаторы тока типов ТФЗМ-100-500– текущий ремонт 1 раз в год.
Капитальный ремонт измерительным трансформаторам тока и напряжения в условиях АЭС не производится, по результатам испытаний производится их замена.
2.7 Основные параметры трансформаторов тока и напряжения должны соответствовать требованиям и документам завода изготовителя на них.
Номинальная нагрузка вторичных обмоток может изменяться в соответствии с ДСТУ ГОСТ-7746-03 и ГОСТ-7746-01
2.8 До начала текущего ремонта трансформаторов тока и напряжения находящихся на , необходимо ознакомить исполнителей работ с проектно — конструкторской документацией и с настоящей ТК под роспись в листе ознакомления настоящей ТК.
2.9 Требования ТК являются обязательными для персонала, выполняющего слесарные и контрольные операции при выполнении работ по текущему ремонту трансформаторов тока серии ТФЗМ напряжением 110-500кВ и НКФ напряжением 110-500кВ на открытых распределительных устройствах .
2.10 Работы по текущему ремонту трансформаторов тока серии ТФЗМ напряжением 110-500кВ и НКФ напряжением 110-500кВ выполнять по рабочим чертежам и по производственно-технологической документации (настоящая ТК) имеющие штамп «В ПРОИЗВОДСТВО». Отсутствие подписей, фамилий, должностей лиц, указанных в соответствующих формах, а так же дат и оттисков является нарушением оформления документа. Документы, оформленные с нарушениями, являются не действительными.

3 ПРИЁМНО-СДАТОЧНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

3.1 Испытания трансформаторного масла:
3.1.1 Пробивное напряжение по ГОСТ 6581-75:
— до заливки, кВ не менее 50,0
— после заливки, кВ не менее 45,0
3.1.2 Кислотное число по ГОСТ 5985-79:
— до заливки, мг КОН/г, масла не более 0,10
— после заливки, мг КОН/г, масла не более 0,25
3.1.3 Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75,°С не ниже 125

3.2 Периодичность отбора масла:
3.2.1 для трансформаторов тока 110-500кВ 1 раз в 2 года;
3.2.2 для трансформаторов напряжения 110-220кВ 1 раз в 4 года;
3.2.3 для трансформаторов напряжения 500кВ 1 раз в 2 года.

3.3 Отклонение трансформатора от вертикального
положения (по отвесу) не допускается

4 ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ, КВАЛИФИКАЦИЯ

4.1 Инженерно-технические работники и специалисты, осуществляющие руководство работами по текущему ремонт трансформаторов тока серии ТФЗМ 110-500кВ и НКФ напряжением 110-500кВ оборудованные выносными маслоуказателями на , должны быть аттестованы в соответствии с «Типовым положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности в атомной энергетике у руководителей и специалистов» и иметь соответствующие
4.2 К работам по текущему ремонт трансформаторов тока серии ТФЗМ 110-500кВ и НКФ напряжением 110-500кВ оборудованные выносными маслоуказателями допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, аттестованные квалификационной комиссией на право выполнения соответствующих видов работ (огневые, стропальные, работы с г/п механизмами и др.) и имеющие удостоверения на право выполнения этих видов работ, а также имеющие опыт практической работы с электрооборудованием. Объем подготовки, порядок испытаний и периодичность повторных проверок определяется предприятием, выполняющим соответствующие работы.
4.3 Операционный контроль осуществляется в процессе выполнения работ непосредственными исполнителями и ИТР монтажной (ремонтной) организации в соответствии с правилами и нормами действующими в атомной энергетики, операциями данной технологической инструкции.

Источник

Маслонаполненные трансформаторы тока — Техническое обслуживание ТТ

Содержание материала

5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
В комплекс работ по техническому обслуживанию входят мероприятия, связанные с соблюдением условий работы трансформаторов тока в соответствии с его техническими характеристиками, осмотры, проводимые эксплуатационным персоналом в сроки, предусмотренные ПТЭ, испытания и ремонты.
При внешнем осмотре маслонаполненных трансформаторов тока, производимом без снятия напряжения, обращается внимание на уровень масла в маслоуказателе, окраску зерен индикаторного силикагеля в воздухоосушительных фильтрах и уровень масла в их гидравлических затворах, целость фарфора, отсутствие течи масла в местах уплотнений и т. п.
Уровень масла в трубке маслоуказателя трансформаторов тока при температуре +20 °С должен соответствовать черте, имеющейся на его стекле. На каждые 10°С изменения температуры уровень масла должен соответственно изменяться (увеличиваться или уменьшаться) в следующих пределах: у трансформаторов тока со звеньевой обмоткой напряжением 35—110 кВ — на 10 мм; напряжением 150, 220 и 500 кВ — на 25 мм; у трансформаторов тока с U-образной обмоткой — на 18 мм; у трансформаторов тока с рымовидной обмоткой — на 8 мм.
В сухом состоянии зерна силикагеля воздухоосушительного фильтра должны иметь голубую окраску, а при увлажнении приобретать розовую окраску (такой силикагель должен заменяться).
В последних партиях трансформаторов тока индикаторный силикагель располагается только в верхней части стакана. Для того чтобы зафиксировать увлажнение силикагеля в начальной стадии, рекомендуется стакан воздухоосушительного фильтра заполнять индикаторным силикагелем на всю высоту или (при дефиците последнего) располагать его по концам стакана.

Таблица 13. Длительная токовая перегрузка маслонаполненных трансформаторов тока

Номинальное напряжение. кВ

Перегрузка. % от номинального

Температура окружающего воздуха,
С

Со звеньевой обмоткой

При превышении температуры
подводящих
шин 45°С

С U-образной обмоткой

С рымовидной обмоткой

По режимным условиям маслонаполненные Трансформаторы тока в зависимости от их конструктивного исполнения и температуры окружающего воздуха допускают перегрузку по току в пределах, указанных в табл. 13.
Периодически (в соответствии с местными инструкциями) осуществляется осмотр трансформаторов тока со снятием напряжения. При этом производятся: очистка фарфоровой покрышки и выводов вторичных обмоток от загрязнения, проверка и опрессовка контактных соединений, замена силикагеля в воздухоосушительных фильтрах, отбор пробы масла для анализа и доливка в случае необходимости масла в трансформатор тока, эксплуатационные испытания. У трансформаторов тока напряжением 35—220 кВ старых исполнений, не имеющих воздухоосушительных фильтров, рекомендуется не реже 1 раза в год (весной или осенью) выпускать сконденсированную влагу через пробку в нижней части маслорасширителя.
Техническое обслуживание трансформаторов тока включает и себя своевременную замену масла при ухудшении его свойств, учет динамики его изменения и марки залитого масла. Трансформаторные масла различных марок рекомендуется хранить и применять, как правило, раздельно, не смешивая.
При необходимости смешения масел следует принимать во внимание область их применения (табл. 14). Смесь масел, предназначенных для различных классов напряжения, должна заливаться в оборудование на низшее напряжение. Смесь масел до заливки в оборудование должна быть испытана в объеме контроля, установленного для каждого типа оборудования.

Таблица 14. Область применения трансформаторных масел

Смешиваемые масла, изготовленные по ГОСТ и ТУ

750
До 500 (включительно)
До 220 (включительно)

По ГОСТ 982—80 (марки Т-1500 и Т-750) По ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ГОСТ 10121—76* (масло первой категории качества производства Омского НПЗ), ТУ 38.101281-80, а также по ГОСТ 982—80 (с добавлением присадки)
По ГОСТ 10121—76* (первой категории качества, кроме масла производства Омского НПЗ) со следующими марками масел: по ТУ 38.101890-81 (марка ТКп), ТУ 38.101281-80, ГОСТ 10121—76* (масло первой категории качества производства Омского НПЗ) и по ГОСТ 982—801 (с добавлением присадки)

1 Допускается смешение масла по ГОСТ 982—80 (без присадки) с маслами, изготовленными по другим стандартам, если содержание масла по ГОСТ 982—80 в смеси не превышает 1 %.

В тех случаях, когда измерение показателей внутренней изоляции трансформаторов тока и отбор пробы масла осуществляются при температурах ниже 4 5°С, необходим искусственный прогрев их обмоток. Прогрев осуществляется с помощью тепловоздуходувок или методом потерь в обмотках. При прогреве изоляции от внешнего источника тепла скорость подъема температуры не должна превышать 5—7°С/ч и следует принять меры (например, применение отражателей), исключающие прямое попадание горячего воздуха из тепловоздуходувки на фарфоровую покрышку трансформатора тока.
У одноступенчатых трансформаторов тока с рымовидной обмоткой прогрев их изоляции может осуществляться с помощью постоянного или переменного тока, превышающего в 2 раза номинальный ток. При этом все 4 вторичные обмотки должны быть соединены параллельно. Контроль за нагревом изоляции производится по изменению сопротивления постоянному току 5-й вторичной обмотки. У двухступенчатых трансформаторов тока 500 кВ со звеньевой обмоткой для нагрева изоляции демонтируют перемычку между выводами Л1 — И1 (см. рис. 3) и через промежуточную обмотку каскадов пропускают ток, превышающий номинальный в 1,5—2,0 раза. При этом первичная и вторичные обмотки должны быть замкнуты.
Уровень технического обслуживания и качество изготовления маслонаполненных трансформаторов тока в значительной степени характеризуется их повреждаемостью. Анализ немногочисленных случаев повреждения трансформаторов тока со звеньевой обмоткой показывает, что эти случаи, как правило, были обусловлены механическими повреждениями вторичных и первичных выводов, пробоем внутренней изоляции обмоток в результате перенапряжений, а также ошибочными действиями персонала.
Работники многих энергосистем считают, что трансформаторы тока со звеньевой обмоткой при правильно организованном их техническом обслуживании являются достаточно надежными аппаратами. Выпускавшиеся ранее трансформаторы тока со звеньевой обмоткой имеют некоторые конструктивные и технологические дефекты. В частности, объем маслорасширителей у ряда трансформаторов тока недостаточен, особенно в условиях Урала и Сибири, а сезонное доливки масла приводят к ухудшению его качества;
крепление верхней крышки выполнено неудачно (при слабой затяжке болтов в трансформатор попадает влага, при сильной — возможна поломка фарфоровой покрышки); коробки низковольтных выводов с пластмассовой изоляцией имеют неплотность, в результате чего происходит их увлажнение и загрязнение; конструкция коробки выводов затрудняет доступ к выводам для очистки, а также для присоединения вторичных цепей; армировка низковольтных выводов с фарфоровой изоляцией со временем набухает, что приводит к излому этих выводов; контактные шпильки ранних конструкций трансформаторов тока ЗЗВА механически ослаблены отверстием для шплинта и при внешних воздействиях изламываются; пластмассовая изоляция выводов промежуточной обмотки каскадных трансформаторов тока 500 кВ, увлажняясь и загрязняясь, существенно снижает свою электрическую прочность при перенапряжениях, обусловленных токами короткого замыкания, и перекрывается, вызывая ложную работу релейной защиты.
В металлических маслорасширителях трансформаторов тока со звеньевой обмоткой ранних конструкций, не имеющих, как правило, воздухоосушительных фильтров, обнаруживались сконденсировавшаяся влага и значительная коррозия металла. При отборах масла из них часто сливалась вода.
Отбраковка трансформаторов тока звеньевого типа в эксплуатации колеблется в зависимости от номинального напряжения в пределах 0,1—1% и обусловлена в основном следующими факторами: увлажнением и окислением масла; увлажнением блоков контактных зажимов вторичных обмоток с пластмассовой изоляцией; изломами контактных шпилек; некачественным выполнением уплотнений выводов, крышки расширителя, маслоуказателя; недостаточным уровнем внешней изоляции выводов промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока типа ТФНКД-500-И.
По данным ряда энергосистем, отбраковка трансформаторов тока звеньевого типа напряжением 35, 110, 220 и 500 кВ в эксплуатации по состоянию внутренней изоляции связана со следующими причинами: уменьшением сопротивления бумажно-масляной изоляции и увеличением тангенса угла диэлектрических потерь (примерно 30 % общего количества забракованных трансформаторов тока); ухудшением состояния масла: низкое пробивное напряжение, наличие влаги, повышенное кислотное число, кислая реакция водной вытяжки (примерно 60% общего количества забракованных трансформаторов).
Преобладающей для трансформаторов тока звеньевого типа является отбраковка из-за увлажнения масла, которое является одной из основных причин ухудшения показателей бумажно-масляной изоляции в процессе эксплуатации.
Процесс накопления влаги в трансформаторах тока звеньевого типа при наличии вогдухоосушительных фильтров и достаточной герметичности уплотнений происходит относительно медленно и является результатом конденсации влаги из воздуха, находящегося в надмасляном пространстве расширителя. У трансформаторов тока напряжением 35—110 кВ без воздухоосушительных фильтров снижение пробивного напряжения масла ниже нормированного значения происходит в среднем через 4—6 лет эксплуатации. Тангенс угла диэлектрических потерь некоторых из них увеличивался в среднем на 2—4 % в год и достигал 10—25 %; с такими показателями трансформаторы тока работали продолжительное время.
При удовлетворительном состоянии масла скорость повышения тангенса угла диэлектрических потерь бумажно- масляной изоляции трансформаторов тока 110 кВ (по данным сотрудника Союзтехзнерго инж. Г. Е. Акопяна) составляет примерно 0,2 % в год. При восьмилетней периодичности эксплуатационных испытаний и действующих браковочных нормативах можно ожидать, исходя из динамики изменения тангенса угла диэлектрических потерь бумажно-масляной изоляции, некоторого увеличения количества бракуемых трансформаторов тока напряжением 35— 110 кВ. Поэтому следует принять меры по эффективной защите масла от увлажнения.
Повреждения трансформаторов тока 330 и 750 кВ с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией и отбраковка их в эксплуатации, свойственные трансформаторам тока, изготовленным до 1977 г., свидетельствовали об определенных технологических отклонениях, а также о недостаточной стабильности залитого в них масла.
Необходимо учитывать, что если ранее большинство повреждений трансформаторов тока 330 кВ с U-образной обмоткой происходило преимущественно в первые два года эксплуатации, то за последнее время существенно возросло количество повреждений трансформаторов, проработавших 10 и более лет. Повреждения в, первый период эксплуатации (называемый периодом приработки) связаны с проявлением грубых дефектов производства. Более поздние повреждения немногочисленны и во многом определяются эффективностью применяемой системы эксплуатационных испытании. После 10 лет работы количество повреждений трансформаторов тока (в основном изготовленных заводом «Электроаппарат») существенно возрастает вследствие появления износовых отказов, обусловленных значительным старением конденсаторной изоляции.
Результаты осмотра трансформаторов тока 330 кВ с U-образной обмоткой показали, что основные причины их повреждений следующие:
пробои изоляции первичной обмотки в нижней U-образной части. Пробои носили тепловой характер, происходили в летний период времени и преимущественно в первые 2 года эксплуатации (у трансформаторов тока завода «Электроаппарат»), Повреждения были связаны с недостаточным режимом сушки бумажно-масляной изоляции или увлажнением ее в процессе эксплуатации;
перекрытия поверхности конденсаторной бумажно-масляной изоляции, происходящие в интервале от нескольких часов до нескольких суток работы трансформаторов тока, в результате неравномерного наложения лент бумаги или смещения бумажной основы и уравнительных обкладок в первичной обмотке. Этот вид повреждения был свойствен ранней партии трансформаторов тока, выпущенной ЗЗВА;
пробои изоляции в средней части первичной обмотки. Пробои носят теплоионизационный характер и происходят у трансформаторов тока, проработавших свыше 10 лет. При анализе повреждений было установлено, что пробои происходили в средней части первичной обмотки, в зоне с наибольшими температурными градиентами (см. § 2); бумага в средней части обмотки носила следы термического износа; поврежденные трансформаторы тока подвергались многократным воздействиям токов коротко го замыкания и во многих случаях имели масло с высоким значением tg δ; повреждения в основном происходили в летний период; поврежденные трансформаторы тока имели ослабленные бандажи, особенно наложенные около бака. Осмотр поврежденных трансформаторов тока показал, что возникающие при коротких замыканиях механические усилия в первичной обмотке вызывают смятие и разрывы конденсаторных обкладок в местах наложения бандажей (в зоне вторичной обмотки). Местные смятия рыхлой намотки бумажной изоляции связаны с нарушением равномерности электрического поля; в совокупности с повышенными температурными градиентами, с прогрессирующим ухудшением диэлектрических свойств масла, с воздействием повышенных температур окружающего воздуха они могут привести к ускоренному развитию пробоя.
Повреждения трансформаторов тока напряжением 330, 500 и 750 кВ с рымовидной обмоткой первых годов выпуска были обусловлены пробоем основной изоляции вблизи тройников с перекрытием на цоколь (это является следствием неравномерности электрического поля из-за неправильного наложения бумажной изоляции), а также пробоем основной изоляции в верхней части рымовидной обмотки (в результате увлажнения бумажно-масляной изоляции в процессе эксплуатации или неудовлетворительной ее. термовакуумном обработки). Применение механизированного наложения бумажной изоляции и глубокой термовакуумной обработки повысило надежность маслонаполненных трансформаторов тока.
Браковочные нормативы и периодичность проведения испытаний трансформаторов тока в эксплуатации регламентированы Нормами испытания электрооборудования Министерства энергетики и электрификации, которые предписывают производить испытания маслонаполненных трансформаторов тока со звеньевой обмоткой не реже 1 раза в 6—8 лет, совмещая их, как правило, с капитальными ремонтами оборудования распредустройств.
В связи с тем, что для отдельных конструкций трансформаторов тока необходим более тщательный контроль в начальной стадии их эксплуатации, Нормами установлены предельные сроки промежуточных испытаний. Например, маслонаполненные трансформаторы тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией должны испытываться ежегодно в течение первых двух лет эксплуатации, а затем 1 раз в 3—4 года.
Кроме электрических испытаний маслонаполненные трансформаторы тока негерметичного исполнения подвергаются проверке на плотность. Она производится при вводе в эксплуатацию, а в дальнейшем через 6—8 лет.
Техническое обслуживание трансформаторов тока, установленных в распределительных устройствах, подверженных загрязнениям, связано с необходимостью более частых осмотров внешней изоляции, применения средств очистки и обмыва фарфоровых покрышек, нанесения гидрофобных паст и т. п. Чистка внешней изоляции при пылевых нецементирующихся загрязнениях может производиться чистыми сухими тряпками. При цементирующихся загрязнениях, а также при загрязнениях от химических предприятий, образующих тонкую трудноудаляемую поверхностную пленку, чистка должна производиться с применением растворителей, выбор которых определяется составом загрязняющего вещества. Одним из способов повышения надежности работы трансформаторов в условиях загрязнений Является усиление их внешней изоляции. Последнее может достигаться установкой трансформаторов тока с увеличенной длиной пути утечки фарфоровых покрышек (табл. 15).
Таблица 15. Длина пути утечки внешней изоляции трансформаторов тока

Источник