6 Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы1
6.1 П. Определение условий включения трансформаторов
6.1.1 Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций заводов-изготовителей.
6.1.2 Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и РДИ 34-38-058-91 «Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ мощностью 80 MB А и более. Капитальный ремонт».
П, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями Методических
___________________________________
1 Далее — трансформаторы
указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (РД 34.46.302-89).
Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:
трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 MB А и блочные трансформаторы собственных нужд — через 6 мес после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес;
трансформаторы напряжением НО кВ мощностью 60 MB А и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых 3 сут, через 1, 3 и б мес после включения и далее — не реже 1 раза в 6 мес;
трансформаторы напряжением 750 кВ — в течение первых 3 сут, через 2 недели, 1, 3 и б месяцев после включения и далее — не реже 1 раза в 6 мес.
6.3 П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ-А и более.
Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, — не выше 2%, а эксплуатируемых трансформаторов — не выше 4% по массе. Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз — через 10-12 лет после включения и в дальнейшем — 1 раз в 4-6 лет.
6.4 Измерение сопротивления изоляции
П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мега омметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ-А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Температура обмотки, °С
|
10
|
20
|
30
|
40
|
50
|
60
|
70
|
R60", МОм
|
450
|
300
|
200
|
130
|
90
|
60
|
40
|
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
До 1 кВ включительно
|
—
|
не менее 100 МОм;
|
Более 1 до 6 кВ включительно
|
—
|
не менее 300 МОм;
|
Более 6 кВ
|
—
|
не менее 500 МОм.
|
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область «риска», п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода «экран» мега омметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.
Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10 °С — у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20 °С — у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.
6.4.2. П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колед относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода
Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мега омметры на напряжение 1000-2500 В.
Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
6.5 П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg ) изоляции обмоток
Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.
Значения tgизоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения (п. 1.5), с учетом влияния tgмасла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.
Измеренные значения tgизоляции при температуре изоляции 20 °С и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область «риска», п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgизоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода «экран» измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.
Результаты измерений tgизоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение tgобмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10 °С — у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20 °С — у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.
6.6 Оценка состояния бумажной изоляции обмоток
6.6.1 М. Оценка по наличию фурановых соединений в масле
Оценка производится хроматографическими методами.
Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в табл. 25.4 (п. 11).
Периодичность контроля наличия фурановых соединений составляет 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации — 1 раз в 4 года.
6.6.2 К. Оценка по степени полимеризации
Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
6.7 Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц
6.7.1 П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами
Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.
Значения испытательных напряжений приведены в табл. 6.1 и 6.2.
Сухие трансформаторы испытываются по нормам табл. 6.1 для облегченной изоляции.
Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.
6.7.2 П, К. Испытание изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полу бандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода
Испытания при вводе в эксплуатацию производятся в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.
Значение испытательного напряжения — 1 кВ. Продолжительность испытания — 1 мин.
6.7.3 П, К. Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе
Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, масло указателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
Значение испытательного напряжения — 1 кВ. Продолжительность испытания — 1 мин.
Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров — 750 В. Продолжительность испытания — 1 мин.
Таблица 6.1. Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией
Класс напряжения электрооборудования, кВ
|
Испытательное напряжение, кВ
|
Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы
|
Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, КРУ и КТП
|
На заводе-изготовителе
|
При вводе в эксплуатацию
|
В эксплуатации
|
На заводе-изготовителе
|
Перед вводом в эксплуатацию и в эксплуатации
|
Фарфоровая изоляция
|
Другие виды изоляции
|
До 0,69
3
6
10
15
20
35
|
5,0/3,0
18,0/10,0
25,0/16,0
35,0/24,0
45,0/37,0
55,0/50,0
85,0
|
4,5/2,7
16,2/9,0
22,5/14,4
31,5/21,6
40,5/33,3
49,5/45,0
76,5
|
4,3/2,6
15,3/8,5
21,3/13,6
29,8/20,4
38,3/31,5
46,8/42,5
72,3
|
2,0
24,0
32,0(37,0)
42,0(48,0)
55,0(63,0)
65,0(75,0)
95,0(120,0)
|
1
24,0
32,0(37,0)
42,0(48,0)
55,0(63,0)
65,0(75,0)
95,0(120,0)
|
1
21,6
28,8(33,3)
37,8(43,2)
49,5(56,7)
58,5(67,5)
85,5(108,0)
|
Примечания:
Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель — с нормальной изоляцией, знаменатель — с облегченной изоляцией.
Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс.
Если электрооборудование на заводе-изготовителе было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.
Таблица 6.2. Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов
Класс напряжения трансформатора, кВ
|
Испытательное напряжение, кВ
|
На заводе-изготовителе
|
При вводе в эксплуатацию
|
В эксплуатации
|
3
6
10
15
20
|
10
20
28
38
50
|
9,0
18,0
25,2
34,2
45,0
|
8,5
17,0
23,8
32,3
42,5
|
6.8 П, К. Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение производится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.
Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%. Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в заводской технической документации, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведенной в паспорте трансформатора.
Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчета не должны отличаться более чем на 5% от исходных значений.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора.
Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
6.9 П, К. Проверка коэффициента трансформации
Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.
6.10 П, К. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов
Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов — обозначениям на крышке трансформатора.
6.11 П, К, М. Измерение потерь холостого хода
Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.
У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.
У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.
6.12 П, К, М. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора
Измерение производится у трансформаторов 125 МВА и более.
Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.
Значения Zк при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%.
Значения Zк при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.
В процессе эксплуатации измерения Zк производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
6.13 Оценка состояния переключающих устройств
6.13.1 К. Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения)
Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с требованиями документа, указанного в п.6.1.2.
6.13.2 П, К. Переключающие устройства с РПН (регулирование под нагрузкой)
Оценка состояния переключающих устройств при вводе трансформаторов в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.6.1.1 и 6.1.2.
6.14 П, К. Испытание бака на плотность
Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытание производится:
у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 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 над масляном пространстве расширителя.
Продолжительность испытания во всех случаях — не менее 3 ч.
Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно — не ниже 10 °С, остальных — не ниже 20 °С.
Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.
6.15 П, К, Т. Проверка устройств охлаждения
Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию и текущем ремонте трансформаторов производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект заводской технической документации на данный трансформатор, а при капитальном ремонте — в соответствии с требованиями документа, указанного в п. 6.1.2.
6.16 П, К. Проверка предохранительных устройств
Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных в пп.6.1.1 и 6.1.2.
6.17 П, К. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле
Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих реле.
6.18 П, К. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтра при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.6.1.1 и 6.1.2.
6.19 Тепловизионный контроль состояния трансформаторов
Тепловизионный контроль производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше в соответствии с указаниями приложения 3.
Испытание трансформаторного масла
6.20.1 П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла
При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:
У трансформаторов напряжением 110-330 кВ
|
—
|
0,0025%
|
У трансформаторов напряжением 500-750 кВ
|
—
|
0,0020%
|
Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.
6.20.2 П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно проба масла испытывается в соответствии с требованиями табл. 25.2 (п. 1) не реже 1 раза в 6 мес.
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается в соответствии с требованиями табл. 25.2 (п. 1-4) не реже 1 раза в 2 мес.
6.20.3 П, К. Испытание масла перед вводом трансформаторов в эксплуатацию
У трансформаторов напряжением до 35 к В включительно масло испытывается согласно требованиям табл. 25.2 (пп.1, 2, 4-7).
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается согласно требованиям табл. 25.2 (пп1-7), а у трансформаторов с пленочной защитой масла — дополнительно по п. 10 той же таблицы.
У трансформаторов всех напряжений масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя регулятора напряжения.
6.20.4 М. Испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается по требованиям табл. 25.4 (п. 1) в течение первого месяца эксплуатации — 3 раза в первой половине и 2 раза во второй половине месяца. В дальнейшем масло испытывается по требованиям табл. 25.4 (пп.1-5, 7) не реже 1 раза в 4 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям табл. 25.4 (пп.1-7), а у трансформаторов с пленочной защитой масла — дополнительно по п. 10 той же таблицы, в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:
Трансформаторы 110-220 кВ
|
—
|
через 10 дней и 1 мес;
|
Трансформаторы 330-750 кВ
|
—
|
через 10 дней, 1 и 3 мес.
|
В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается согласно требованиям табл. 25.4 (пп.1-9), а у трансформаторов с пленочной защитой масла — дополнительно по п. 10 той же таблицы, не реже 1 раза в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.
Испытание масла по требованиям табл. 25.4 (п. 3) может не производиться, если с рекомендуемой периодичностью проводятся испытания по п.6.2 настоящего раздела Норм.
6.21 П. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение
Включение трансформаторов производится на время не менее 30 мин. В течение этого времени осуществляется прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. В процессе испытаний не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
6.22 П. Испытание вводов
Испытания вводов производятся в соответствии с разделом 23 Норм.
6.23 Испытание встроенных трансформаторов тока
Испытания производятся в соответствии с разделом 7.3 Норм.
|
