Проведение периодических проверок, измерений и испытаний трансформаторов и реакторов - Испытания трансформаторов и реакторов

Проведение периодических проверок, измерений и испытаний силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов находящихся в эксплуатации

Нормы испытаний трансформаторов, находящихся в эксплуатации.

Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные выключатели (далее трансформаторы), находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическим проверкам, измерениям и испытаниям (далее испытания) в сроки и в объеме предусмотренных данным разделом.
Профилактические испытания проводят при проведении капитального ремонта (К), текущего ремонта (Т) и в межремонтный период (М).
К - для трансформаторов 110 кВ и выше, а также для трансформаторов 80 МВ•А и более производятся первый раз не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем - по мере необходимости. Для остальных трансформаторов - по результатам их испытаний и состоянию.
Т - для трансформаторов с РПН - 1 раз в год; для трансформаторов без РПН главных ТП 35 кВ и выше не реже 1 раза в 2 года; для остальных - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года; для трансформаторов, установленных в месте усиленного загрязнения - по местным инструкциям.
М - устанавливается системой ППР.
Объем профилактических испытаний, предусмотренный ПЭЭП, включает следующие работы.
l. Определение условий включения трансформатора.
2. Измерение сопротивления изоляции:
- обмоток с определением R60/R15;
- ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек.
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.
4. Определение отношения C2/С50.
5. Определение отношения ΔС/С.
6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;
- изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих и ярмовых балок.
7. Измерение сопротивления обмоток постоянного току.
8. Проверка коэффициента трансформации.
9. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
10. Измерение тока и потерь холостого хода.
11. Проверка работы переключающего устройства.

12. Испытания бака с радиаторами статическим давлением столба масла.
13. Проверка устройств охлаждения.
14. Проверка состояния индикаторного силикагеля.
15.Газировка трансформатора.
1б. Испытания трансформаторного масла
- из трансформаторов;
- из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформатора).
17. Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение.
18. Испытание вводов.
19. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Определение условий включения трансформатора.

Проводится при капитальном ремонте.
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток в соответствии с требованиями настоящего раздела.
Характеристики изоляции трансформаторов должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базисной температуре.
Значения R60, tgδ, С2/С50 и АС/С относятся ко всем обмоткам рассматриваемого трансформатора.
При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tgδ, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформаторов.
Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям табл. 2.15 и продолжительности пребывания активной части на воздухе требованиям табл.2.16.
Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:
а) при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;
б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16;
в) если характеристики изоляции и масла, измеренные при производстве капитального ремонта трансформатора, не соответствуют нормам данного раздела.

Сушку трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции производят во всех случаях независимо от результатов измерения характеристик изоляции и масла.
Сушке также подлежат трансформаторы в следующих случаях:
а) если после контрольной подсушки характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями данного раздела;
б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 2.16.
Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Капитальный ремонт трансформатора необходимо производить в помещении.
Температура активной части в течение всего времени пребывания на воздухе
должны превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 6°С и во всех случаях не должны быть ниже 10°С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед ревизией должен быть прогрет.
Температура активной части в процессе пребывания на воздухе определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода.
Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части на воздухе при соблюдении упомянутых выше требований, не должна превышать пределов указанных в табл. 2.16.
При относительной влажности воздуха более 85% вскрытие активной части допустимо проводить только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для вскрытия активной части.

Таблица 2.15. Порядок и объем проверки изоляции обмоток трансформаторов после капитального ремонта и заливки маслом

Примечания: Данные табл. 1 приложения 1.1 ПЭЭП.
1) Измерение ЬС/С у трансформаторов до 35 кВ производить не обязательно. Измерение ?C/С

2) Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции

Таблица 2.16. Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части силовых трансформаторов на воздухе

Измерение сопротивления изоляции:

1) обмоток с определением R60/R15.
Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период.
Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром 2500 В по схемам табл. 2.2. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С.
Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются табл. 2.17. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными.
О порядке проведения измерений и оценке значения отношения R60/R15 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.17. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Примечание: Данные табл. 2 ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора

2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек.
Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормируется, но, для ориентировки, она находится в пределах 2-3 МОм для масляных трансформаторов для номинального напряжения 10 кВ и 10-20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивления изоляции находится в пределах 1-2 МОм.
Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно стали магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытания 1 мин.
В эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец считается неудовлетворительной при снижении более, чем на 50% от исходных величин.
Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются заусеницы и грязь под стальными шайбами. После производства измерений заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.
При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ•А и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С.
Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 2.18. В эксплуатации значение tgδ не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения сопротивления изоляции.
Измерение tgδ должны производиться при одной и той же температуре или при водятся к одной температуре.
О порядке проведения измерений тангенса угла диэлектрических потерь tgδ следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.18. Наибольшие допустимые значения tg о изоляции обмоток трансформатора в масле

Примечание: Данные табл. 4ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам

2.3.5. Определение отношения С2/С50.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение отношения С2/С50 не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.
Измерение отношения С2/C50 должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.
Наибольшие допустимые значения С2/C50 изоляции обмоток трансформаторов в масле представлены в табл. 2.19.
О порядке проведения измерений отношения С2/C50 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.19. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток трансформатора в масле

Примечание: Данные табл. 5 ПЭЭП.

2.3.6. Определение отношения ΔС/С.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение отношения ΔС/С не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.

Измерение отношения ΔС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.
Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов в представлены в табл. 2.20

Таблица 2.20. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла

Примечание: Данные табл. 6 ПЭЭП.

Значения ΔC/С, измеренные по схемам табл. 2.2, относятся ко всем обмоткам испытываемого трансформатора.
О порядке проведения измерений отношения ΔС/С следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.