|
2. Силовые трансформаторы, автотрансформаторыи масляные реакторы (далее трансформаторы).
|
Previous Top Next |
2. Силовые трансформаторы, автотрансформаторыи масляные реакторы (далее трансформаторы).
К, Т, М - производятся в сроки, устанавливаемые системой ППР
|
Наименование
|
Вид
|
Нормы
|
Указания
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.1. Определение условий включения
трансформатора. |
|
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям таблицы 1 (Приложение 3.1), а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерме-тизацией, должна быть не более:
1) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ - 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%; 2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более - 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансорматора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора. |
При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tg-дельта, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора.
Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.2. Изме-
рение сопро- тивления изо- ляции: 1) обмоток; 2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов. |
К,Т,М
|
Наименьшие допустимые значения
сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформа-торов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл. 2 (Приложение 3.1). Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворитель- ных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для трансформаторов на напряже- ние 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при темпе- ратуре не ниже 20 град. С, а до 150 кВ - не ниже 10 град. С. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изо- ляции ярмовых балок не менее 0,5МОм. |
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.3. Измерение танген-
са угла диэлектричес- ких потерь tgдельта изо- ляции обмоток. |
К,М
|
Для трансформаторов, прошедших
капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg-дельта изо- ляции приведены в табл. 4 (Приложе- ние 3.1). В эксплуатации значение tg-дельта не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изо- ляции. Измерения в процессе эксплуа- тации проводятся при неудовлетвори- тельных результатах испытаний мас- ла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испы- таний. Результаты измерений tgдельта изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. |
При межремонтных испытаниях измерение
производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgдельта рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 град. С, а до 150 кВ не ниже 10 град. С. Измерения производятся по схемам табл. 3 (Приложение 3.1). См. также примечание 3. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.4. Испытание повы-
шенным напряжением промышленной частоты: 1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами; 2) изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, банда- жей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов; 3) изоляции цепей защитной аппаратуры. |
К
|
См. табл. 5 (Приложение 3.1). Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены об- моток и изоляции или с заменой изо- ляции, но без замены обмоток - 85% от значения, указанного в табл. 5 (Приложение 3.1). Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изго- товителем не установлены более ис- пытания. Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин. Значение испытательного напряже- ния при испытаниях изоляции электри- ческих цепей манометрических термо- метров - 0,75 кВ в течение 1 мин. |
При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и иизоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно. Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части. См. также п. 3.25. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформа-торами тока, газовыми и защитными реле, маслоука- зателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах мано-метрических термометров, цепи которых испытываются отдельно. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.5. Измерение сопро-
тивления обмоток постоянному току. |
К, М
|
Должно отличаться не более чем на
2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях дру- гих фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных из- мерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора. В процессе эксплуатации измере- ния могут производиться при комп- лексных испытаниях трансформатора. |
Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для
этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансфор-маторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.6. Проверка коэф-
фициента трансформа- ции. |
К
|
Должен отличаться не более чем на
2% от значений, полученных на со- ответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансфор-маторов с РПН разница коэффици- ентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования. |
Производится на всех ступенях переключателя.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.7. Проверка группы
соединения обмоток трехфазных трансфор-маторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. |
К
|
Группа соединений должна соот-
ветствовать паспортным данным, а полярность выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора. |
Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.8. Измерение тока и
потерь холостого хода. |
К
|
Значение тока и потерь холостого
хода не нормируется. Измерения производятся у транс- форматоров мощностью 1000 кВА и более. |
Производится одно из измерений:
а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.9. Оценка состояния переключающих
устройств. |
К
|
Осуществляется в соответствии с
требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-тех- нических документов |
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.10. Испытание бака на плотность.
|
К
|
Продолжительность испытания во
всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла в баке транс- форматоров напряжением до 150 кВ не ниже 10 град. С, трансформаторов 220 кВ - не ниже 20 град. С. Не должно быть течи масла. Герметизированные рансформаторы и не имеющие расширителя испытани- ям не подвергаются. |
Производится:
у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми ради- аторами - 0,3 м; у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.11. Проверка уст-
ройств охлаждения. |
К
|
Устройства должны быть исправными и удовлетворять
требованиям заводских инструкций. |
Производится согласно типовым и заводским инструкциям.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
К,Т,М
|
Проверка воздухоосушителя, уста-
новок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорби- рующего фильтров производится в со- ответствии с требованиями инструк- ций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов. |
Индикаторный силикагель должен иметь
равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.13. Испытание транс-
форматорного масла: 1) из трансформаторов; 2) из баков контакторов устройств РПН. |
К,Т,М
|
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям п. п. 1 - 5, 7 табл. 6 (приложение 3.1). У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям п. п. 1 - 9 табл. 6 (приложение 3.1), а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы. Масло следует заменить: 1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ - с изоляцией 35 кВ, 35 кВ - с изоляцией 40 кВ, 110 кВ - с изоляцией 220 кВ; 2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное). |
Производится: 1) после капитальных ремонтов трансформаторов; 2) не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термо-сифонными фильтрами; 3) не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров. Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора. Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.14. Испытание транс-
форматоров включе-нием на номинальное напряжение. |
К
|
В процессе 3 -5-кратного включения трансформатора на номинальное на-
пряжение и выдержки под апряже-нием в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворитель-ное состояние трансформатора. |
Трансформаторы, работающие в блоке с
генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.15. Хроматогра-фический анализ
газов, растворенных в масле. |
М
|
Оценка состояния трансформатора и
определение характера возможных де- фектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями ме- тодических указаний по диагностике развивающихся дефектов по резуль- татам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. |
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста
концентрации газов в масле. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.16. Оценка влажности
твердой изоляции. |
К,М
|
Допустимое значение влагосодер-
жания твердой изоляции после капи- тального ремонта -2%, эксплуатируе- мых - 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Производится первый раз через 10 - 12 лет после включения, в даль- нейшем 1 раз в 4 - 6 лет у трансфор- маторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более. |
При капитальном ремонте определяется по
влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации - расчетным путем. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.17. Оценка состояния
бумажной изоляции обмоток: по наличию фурановых соединений в масле; по степени полимеризации бумаги. |
М
|
Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6 (Приложе- ние 3.1). Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при сниже- нии степени полимеризации бумаги до 250 единиц. |
Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.18. Измерение сопро-
тивления короткого замыкания (Zk) трансформатора. |
К,М
|
Значения Zk не должны превышать
исходные более чем на 3%. У трехфаз- ных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zk по фазам на основном и крайних ответ- влениях - оно не должно превышать 3%. |
Производится у трансформаторов мощ-
ностью 125 МВА и более (при наличии РПН - на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.19. Испытание вводов.
|
К,М
|
Производится в соответствии с
указаниями раздела 10. |
--
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.20. Испытание встро-
енных трансформаторов тока. |
К,М
|
Производится в соответствии с
указаниями п. п. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20. |
--
|
| Примечания. 1. Испытания по п. п. 2.1, 2.3, 2.8 - 2.12, 2.13, 2.15 и 2.16 для сухих трансформаторов всех мощностей не проводятся.
|
| 3. Силовые трансформаторы 6 - 10 кВ мощностью до 630 кВА межремонтным испытаниям и измерениям не подвергаются.
|