испытания силовых трансформаторов

Вид испытания

Нормы испытания

Указания

1.1. Определение условий включения трансформатора.

К

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 под
сушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток, а также
при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность
работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более:
1) для
трансформаторов на напряжение до 35кВ 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 трансформатора 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 1§дельта, что должно учитываться при комплексной оценке
состояния трансформатора.
Условия включения сухих тран- форматоров 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.

1.2. Измерение сопротивления изоляции:

1) обмоток;

К, Т, М

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно
включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются
указаниями табл.2 Измерения в процессе эксплуатации производятся при
неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического
анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для
трансформаторов на напряжение до 150 кВ сопротивление изоляции рекомендуется
измерять при температуре не ниже 10 град.С

Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Производится как до ремонта,
так и после его окончания. См. также примечание 3. Измерения производятся по
схемам табл. 3 При текущем ремонте измерение производится, если специально для
этого не требуется расшиновка трансформатора.

2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов.

1.3. Измерение тангенса угла  диэлектрических потерь tg дельта  изоляции обмоток.

К
КМ

Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции
ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
Для трансформаторов, прошедших капитальный
ремонт, наибольшие допустимые значения tg дельта изоляции приведены в табл. 4 .
В эксплуатации значение tg дельта не нормируется, но оно должно учитываться при
комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в
процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний
масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в
объеме комплексных испытаний. Результаты измерений тангенс-дельта изоляции
обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном
рассмотрении данных всех испытаний.

Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов
только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем
ремонте.
При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых
трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и
более.
У трансформаторов на напряжение до 150 кВ tg дельта рекомендуется
измерять при температуре не ниже 10 град. С. Измерения производятся по схемам
табл. 3. См. также примечание 3.

1.4. Испытание повышенным
напряжением промышленной частоты:

1) изоляции обмоток 35 кВ

К

См. табл. 5 . Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное
напряжение
при частичном ремонте принимается равным 90%, а при капитальном
ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но
без замены
обмоток - 85% от значения, указанного в табл.5.

При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток
и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно.
Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.

2) изоляции доступных для  испытания стяжных шпилек, бандажей, 

полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электр остатиче- ских
экранов

К

Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не
установлены более испытания.

Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной
части.

3) изоляция цепей защитной аппаратуры

К

Проводится напряжением 1 кВ в течение 1мин.
Значение испытательного
напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических
термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.

Испытание изоляции производится ( относительно заземленных частей) цепей с
присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле,
маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных
разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются
отдельно.

1.5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

К, М

Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на
соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих
эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.
В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных 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 трансформаторов,
снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее
трех полных циклов переключения.

1.6.  Проверка коэффициента
трансформации.

К

Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на
соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных.
Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна
быть не выше значения ступени регулирования.

Производится на всех
ступенях
переключателя.
*

1.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и
полярности выводов однофазных трансформаторов.

К

Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность
выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора.

Производится при ремонтах с частичной или полной заменой
обмоток.

1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.

К

Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.
Измерения
производятся у трансформаторов 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.

1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.

К

Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.
Измерения
производятся у трансформаторов 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.

1.9. Оценка состояния переключающих устройств.

К

Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов-
изготовителей или нормативно-технических документов

1.10. Испытание бака на плотность.

К

Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла
в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ не ниже 10 град. С. Не должно быть
течи масла. Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям
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 радиаторами - 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.

1.11. Проверка устройств охлаждения.

К

Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских
инструкций.

Производится согласно типовым и заводским инструкциям.

1.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.

К, Т,М

Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла,
термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с
требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических
документов.

Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен.
Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его
увлажнении

1.13. Испытание трансформаторного масла:

1) из трансформаторов;

К, Т,М

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям п. п. 1
- 5, 7 табл. 6 .
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям
п. п. 1 - 9 табл. 6 , а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по
п. 10 той же таблицы.

Производится:

1. после капитальных ремонтов трансформаторов;
2. не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА,
   работающих с термосифонными 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.

2) из баков контакторов устройств РПН.

ТМ

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 в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного
переключателя.

1.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.

К

В процессе 3 - 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение
и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь
место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние
трансформатора.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом
напряжения с нуля.

1.15. Хромато- графический анализ газов, растворенных в масле.

М

Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов
производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических
указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам
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.

1.16. Оценка влажности твердой изоляции.

К, М

Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального
ремонта - 2%, эксплуатируемых - 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 дальнейшем 1 раз в 4 - 6 лет у
трансформаторов напряжением ПО кВ и выше мощностью 60 МВА и более.

При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак
образцов, в эксплуатации расчетным путем.

1.17. 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

Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет
эксплуатации - 1 раз в 4 года.

К

Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени
полимеризации бумаги до 250 единиц.

1.18. Измерение короткого замыкания (КЗ) трансформатора.

К, М

Значения КЗ не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных
трансформаторов дополнительно нормируется различие значений по фазам на
основном и крайних ответвлениях - оно не должно превышать 3%.

Производится у трансформаторов мощностью 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.

1.19. Испытание вводов.

К, М

Производится в соответствии с указаниями раздела 10.

1.20. Испытание встроенных трансформаторов тока.

КМ

Производится в соответствии с указаниями п. п. 13.1, 13.3.2, 13.5, 13.6, 13.7
раздела 13.

1.21. Тепловизионный контроль.

М

Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями
заводов-изготовителей.