Пособие для разработки методик по электрическим измерениям и испытаниям отдельных видов электрооборудования напряжением до и выше 1 кв часть II

Вид материала

Содержание

Подобный материал:

1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 ... 38

2.2.15. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

Включение трансформатора в работу производится при условии удовлетвори-
тельных результатов всех измерений и испытаний и соответствия их требованиям
"Норм испытания электрооборудования".

До включения трансформатора должны быть закончены монтаж и наладка всего
комплекса оборудования (вспомогательное оборудование, оборудование распредели-
тельных устройств), системы управления, сигнализации, всех устройств релейной защи-
ты, которые при первом включении должны быть включены на отключение.

Первое включение заключается в 3-5-кратной подаче на ненагруженный транс-
форматор толчком номинального напряжения. Если защиты при этом не произвели от-
ключения и не наблюдается признаков ненормальной работы, то трансформатор остает-
ся под напряжением и внимательно "прослушивается".

На трансформаторы, работающие по схеме блока с генератором, напряжение от
генератора должно подниматься с нуля, и при номинальном напряжении трансформатор
также должен "прослушиваться".

Рекомендуется измерить ток холостого хода трансформатора включенного на но-
минальное напряжение. Измерение должно производиться контрольным амперметром
или миллиамперметром класса не ниже 0,5 и подключенным через трансформатор тока.
Ток холостого хода трансформатора не нормируется, но обычно составляет 2-3% от но-
минального тока, причем в трехфазных трансформаторах он одинаков в обмотках край-
них сердечников, у среднего на 20-35% меньше. Во всех случаях замеренные токи срав-
ниваются с заводскими данными.

Для измерения тока холостого хода не применяются полупроводниковые

приборы, т. к. измеряемый ток отличается от синусоидального, что приводит к большим
погрешностям. При оценке результатов измерений необходимо учитывать погрешность
измерительных трансформаторов тока, работающих в этом случае при малом первичном
токе.

Если измеренный ток холостого хода превышает значение, приведенное в протоколах заводских испытаний, за трансформатором устанавливается особое наблюдение
во время эксплуатации, так как это может быть признаком наличия виткового замыка-
ния или дефектов в стали магнитопровода.

2.2.16. Испытание вводов.

Испытание вводов следует производить в соответствии с указаниями главы 6 на-
стоящего Пособия.

2.2.17. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Испытание встроенных трансформаторов тока следует производить в соответст-
вии с указаниями главы 5 настоящего Пособия.

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

2.3.1. Нормы испытаний трансформаторов, находящихся в эксплуатации.

Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные выключатели (далее транс-
форматоры), находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическим проверкам, из-
мерениям и испытаниям (далее испытания) в сроки и в объеме предусмотренных дан-
ным 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 результа-
там их испытаний и состоянию.

Т - для трансформаторов с РПН - 1 раз в год; для трансформаторов без РПН глав-
ных 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 за-
грязнения - по местным инструкциям.

М - устанавливается системой ППР.

Объем профилактических испытаний, предусмотренный ПЭЭП, включает сле-
дующие 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 поляр-
ности 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 трансформа-
тора).

Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение.
Испытание вводов.
Испытание встроенных трансформаторов тока.

2.3.2. Определение условий включения трансформатора.
Проводится при К.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в рабо-
ту без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта
и времени пребывания активной части на воздухе, а также при соответствии изоляцион-
ных 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 сли-
того 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, мо-
гут 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, установ-
ленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ре-
монт;

б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформа-
тора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16;

в) если характеристики изоляции и масла, измеренные при производстве капи-
тального ремонта трансформатора, не соответствуют нормам данного раздела.

Сушку трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с полной или частич-
ной заменой обмоток или изоляции производят во всех случаях независимо от результа-
тов 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 трансформа-
тора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл.
2.16.

Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответст-
вии 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 6⁰С и во всех случаях не должны быть ниже 10⁰С. 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 указан-
ных в табл. 2.16.

При относительной влажности воздуха более 85% вскрытие активной части до-
пустимо проводить только в закрытом помещении или во временном сооружении (теп-
ляке), 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

Трансформаторы	Объем проверки	Показатели масла и изоляции обмоток	Комбинация условий, приведенных в предыдущей графе, достаточных для включения трансформаторов	Дополнительные указания
1	2	3	4	5
1. До 35 кВ мощностью до 10000 кВ·А	1. Отбор пробы масла 2. Измерение сопротивления изоляции R₆₀. 3. Определение отношения R₆₀/R₁₅	1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме 2. Сопротивление изоляции R₆₀ за время ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R₆₀ не ниже указанных в табл. 2.17. 4. Отношения R₆₀/R₁₅ при температуре 10-30⁰С должно быть не менее 1,3	1. Для трансфор-маторов до 1000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2; 1,3 2. Для трансфор- маторов выше 1000 до 10000 кВ·А одна из комбина- ций: 1,2,4; 1,3,4	1. Для трансфор- маторов до 1000 кВ·А допускается вместо проведе-ния окращенного анализа масла оп ределять только значение его про- бивного напряже- ния 2. Пробы масла должны отбирать- ся не ранее чем через 12 ч после его заливки в трансформатор
2. До 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А; 110 кВ и выше всех мощностей	1. Измерение от- ношения ΔС/С¹⁾ 2. Отбор пробы масла 3. Измерение со- противления изо- ляции R₆₀ 4. Определение отношения R₆₀/R₁₅ 5. Измерение tgδ или С₂/С₅₀ у рансформаторов 110-150 и 220 кВ	1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме 2. Сопротивление изоляции R₆₀ за время ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R₆₀ не ниже указанных в табл.2.17²⁾ 4. Отношения R₆₀/R₁₅ при темпе- ратуре 10-30⁰ С должно быть не менее 1,3 5. Значения tgδ или С₂/С₅₀ за время ремонта соответственно повысились не более чем на 30 и 20% 6. Значения tgδ или С₂/С₅₀ нe превышают данных, ука- занных в табл. 2.18 и 2.19. 7. Отношение ΔС/С не превыша- ют данных, указанных в табл. 2.20¹⁾	1. Для трансфор-маторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А комбинация 1, 3, 4, 6 2. Для трансфор- маторов 110 кВ и выше комбинация 1 - 7

Примечания: Данные табл. 1 приложения 1.1 ПЭЭП.

¹⁾ Измерение ЬС/С у трансформаторов до 35 кВ производить не обязательно. Измерение ΔC/С
рекомендуется производить у трансформаторов 110 кВ и выше в начале и конце ремонта до заливки
масла в бак. Результаты измерения не должны превышать данных, указанных в табл. 2.20.

²⁾ Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции
не нормируется, но должно учитываться при комплексном рассмотрении результатов измерения.

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

Напряжение трансформатора, кВ	Продолжительность работ, час, при влажности, %
Напряжение трансформатора, кВ	до 75	до 85
до 35	24	16
110-500	16	10

2.3.3. Измерение сопротивления изоляции:
1) обмоток с определением R₆₀/R₁₅.
Проводится при К, Т, М.

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 рекоменду-
ется измерять при температуре не ниже 30⁰С, а до 150 кВ - не ниже 10⁰С.

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых воз-
можно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламенти-
руются 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 долж-
ны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений парамет-
ров 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

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ	Значения R₆₀, МОм, при температуре обмотки, ⁰С
Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ	10	20	30	40	50	60	70
До 35	450	300	200	130	90	60	40
110	900	600	400	260	180	120	80
Свыше 110	Не нормируется

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

2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыка-
ния стяжных шпилек.

Проводится при К, Т.

Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессую-
щих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформато-
ров только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремон-
те.

Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессую-
щих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В
для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормирует-
ся, но, для ориентировки, она находится в пределах 2÷3 МОм для масляных трансфор-
маторов 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 магни-
топровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопрово-
да. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмо-
вых 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 оста-
ются только стяжные шпильки ярма.

2.3.4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмо-
ток.

Проводится при К, М.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для транс-
форматоров мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих
трансформаторов всех мощностей.

При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформа-
торов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ·А и более. У трансфор-
маторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже
30⁰С, а до 150 кВ - не ниже 10⁰С.

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 сле
дует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

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

Трансформаторы	Значения tgδ %, при температуре обмотки, ⁰С
Трансформаторы	10	20	30	40	50	60	70
35 кВ мощностью более 10000 кВ·А и 110-150 кВ всех мощностей	1,8	2,5	3,5	5,0	7,0	10,0	14,0
220 кВ всех мощностей	1,0	1,3	1,6	2,0	2,5	3,2	4,0

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

2.3.5. Определение отношения С₂/С₅₀.

Проводится при К.

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

Напряжение трансформатора, кВ	Значения C₂/С₅₀ при температуре, ⁰С
Напряжение трансформатора, кВ	10	20	30	40	50	60	70
до 35	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8
110-150	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7
Свыше 150	Не нормируется

Примечание: Данные табл. 5 ПЭЭП.

Blog

Пособие для разработки методик по электрическим измерениям и испытаниям отдельных видов электрооборудования напряжением до и выше 1 кв часть II

Содержание