Стартовая >> Документация >> Подстанции >> Ввод в эксплуатацию, ремонты и испытания электрооборудования

Условия оценки состояния трансформаторов - Ввод в эксплуатацию, ремонты и испытания электрооборудования

Оглавление
Ввод в эксплуатацию, ремонты и испытания электрооборудования
Периодичность и нормы испытаний
Схемы измерения сопротивления изоляции трансформаторов тока и напряжения
Показатели характеристики намагничивания трансформаторов тока ГВТ
Условия оценки состояния трансформаторов

Вопрос о допустимости включения вновь вводимых трансформаторов без сушки решается по результатам испытаний и с учетом условий, в которых находился трансформатор до и после монтажа. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке, независимо от результатов испытаний. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без смены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе и при соответствии показателей изоляции и масла требованиям Норм испытания электрооборудования.
Достаточные условия для включения вновь вводимых трансформаторов без сушки (табл.  17):
Группа 1. а) Уровни масла — в пределах отметок маслоуказателя; б) характеристики масла соответствуют нормам; в) значение R60"/R15"   при температуре 10-30 С не менее1,3; г) если условие «а» не соблюдено, но обмотка и переключатель покрыты маслом, или не выполнены условия «б», но в масле отсутствуют следы воды и пробивное напряжение снизилось по сравнению с требуемыми нормами не более чем на 5 кВ, дополнительно измеряется tg δ обмоток, который должен быть не более 1,5% при температуре 20 °С.
Включение трансформатора без сушки допускается при соблюдении одной из следующих комбинаций условий: для трансформатора мощностью до 100 кВ-А: «а», «б»; «а», «г» или «б», «г»; для трансформатора до 100 до 1000 кВ-А включительно: «а», «б», «в»; «б», «в», «г»; «а», «в», «г» или «а», «б», «г».
Группа 2. Соблюдение условий «а», «б», «в», «г», приводимых для группы 1, при этом наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции R60 при температуре 20 °С — не менее 300 МОм, а значение при той же температуре не менее 1,3.
Включение трансформатора без сушки допускается при соблюдении одной из комбинаций из трех условий, приводимых для группы 1.
Группа 3. Соблюдение условий «а», «б», «в», приводимых для группы 1, а также измерение tg δ обмоток после окончания монтажа и заливки масла и контроль герметичности. Значение R60 при температуре 20 —не менее 600 МОм, tg δ = I % или значения R60 и tg δ, приведенные к температуре измерения этих характеристик на заводе, не отличаются от значений заводского протокола более чем на 30% в сторону ухудшения.
Группа 4. а) Уровни отметок масла — в пределах отметок маслоуказателя; б) характеристики масла в баке трансформатора — в пределах норм (пробивное напряжение не ниже 55 кВ, tg δ — не более 2,0% при 70 °С при ТКп по ТУ 38.101890-71; 3,0% при 90‘ С для масла по ГОСТ 10121—76* без государственного Знака качества; 1,0% при 90"С для масла по ТУ 38.101281—80; 0,7% при 90 °С для масел Т-750, Т-1500 по ГОСТ 982-80* и по ГОСТ 10121-76* с государственным Знаком качества); в) характеристики масла во встроенном баке контактора — в пределах норм (пробивное напряжение — не ниже 50 кВ; влагосодержание — не более 0,0025 %); г) характеристики изоляции: R60— не менее 70%, tg δ — не более 130% значений, указанных в паспорте. Значение R60'/R15 не нормируется, но должно учитываться при комплексной оценке результатов. Значения tg δ, приведенные к заводской температуре, равные или меньше 1 %, следует считать удовлетворительными и не сравнивают с паспортными;
д)   влагою держание образца (макета) изоляции, заложенного в трансформатор мощностью более 80 МВ-А, — не более 0,5 % (измерение влагосодержания производится при нарушении условий транспортирования, хранения или получения неудовлетворительных результатов оценки состояния изоляции трансформатора).
Группа 5. а) Трансформатор должен быть герметичным; б) характеристики масла в баке трансформатора — в пределах норм (пробивное напряжение не ниже 55 кВ, tg δ — не более значений, приведенных для труппы 4, влагосодержание масла — не более 0,002 % для трансформаторов 500—750 кВ и нс более 0,0025% для трансформаторов 110 — 330 кВ; в) характеристики масла во встроенном баке контактора — в пределах норм, указанных для группы 4; г) соблюдение условий «г» и «д» для трансформаторов группы 4.
Группа 6. а) Наличие избыточного давления в баке трансформатора; б) характеристики остатков масла со дна бака трансформатора — в пределах норм (пробивное напряжение - не ниже 50 кВ, tg δ — не более значений, приведенных для группы 4, влагосодержание — не более значений, приведенных для группы 5); в) характеристики масла во встроенном баке контактора — в пределах норм, указанных для группы 4; г) соблюдение условий «г» и «д» для трансформаторов группы 4.

Дополнительные мероприятия при решении вопроса о допустимости включения вновь вводимых трансформаторов без сушки:
трансформаторы напряжением до 35 кВ групп I —III должны быть подвергнуты контрольному прогреву и последующим повторным измерениям характеристик изоляции в одном из следующих случаев: а) при наличии признаков увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор; б) продолжительность хранения трансформатора без доливки масла превышала время, указанное в инструкциях, но не более 7 мес; в) время пребывания активной части на воздухе превышало допустимое, но не более чем в 2 раза (см. табл.  18); г) характеристики изоляции не соответствуют нормам. Если после контрольного прогрева характеристики изоляции не соответствуют требованиям нормативов или если время хранения трансформаторов без доливки масла превысило 7 мес, но не более 1 года, производится контрольная подсушка;
трансформаторы на напряжение 110 — 750 кВ подвергаются контрольной подсушке в следующих случаях; а) при незначительном увлажнении изоляции; б) если время хранения трансформатора без масла или доливки превышает допустимое (3 мес) по инструкции; в) при признаках увлажнения масла или нарушения герметичности; г) если продолжительность пребывания активной части на воздухе в разгерметизированном состоянии превышала допустимую; д) если характеристики изоляции, измеренные по окончании монтажа, не соответствуют нормам, при этом у трансформатора мощностью более 80 МВ-А влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм не должно превышать 1%;
трансформаторы на напряжение 110— 750 кВ подвергаются сушке в следующих случаях: а) для трансформаторов мощностью более 80 МВ-А при нарушении требований завода-изготовителя к предохранению изоляции от увлажнения при хранении или получении неудовлетворительных результатов состояния изоляции и влагосодержания образца изоляции толщиной 3 мм более 1 %; б) при обнаружении па активной части или в баке следов воды; в) при пребывании активной части на воздухе более чем вдвое по сравнению с допустимым; г) при хранении трансформатора без доливки масла более 1 года; д) при несоответствии нормам характеристик изоляции после контрольной подсушки.
По окончании ремонта на всех трансформаторах после капитального ремонта без смены обмоток или изоляции производится подсушка.
Сушка изоляции обмоток таких трансформаторов производится в следующих случаях: продолжительность пребывания активной части на воздухе превышает допустимое; характеристики изоляции после ремонта не соответствуют значениям, приведенным в пп. 50, 51 табл.  2; влагосодержание образцов изоляции превышает значения, указанные для трансформаторов с номинальными параметрами:


Номинальное напряжение, кВ . . . .

110-220

110-22С

1 330-750

Мощность трансформатора, МВ-А

Менее
400

400 и более

Все
мощности

Влагосодержание, %

3

1,5

1,5

Измерение характеристик изоляции трансформаторов должно проводится по схемам, приведенным в табл.  19.
При оценке результатов измерения учитываются температурные зависимости показателей изоляции (табл.  20).
Необходимо учитывать влияние tg δ масла, заливаемого в трансформаторы, на tgδ изоляции. Фактическое значение

где tg <v, — измеренные значения tg δ изоляции; tg δΜ1 — значение tg δ масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции; tg δм2 — значение tg δ масла, залитого на монтаже, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции; К — коэффициент, зависящий от конструктивных особенностей трансформатора и имеющий следующие значения: 0,45 для трансформаторов 220 кВ, 0,5 для трансформаторов 330—500 кВ и 0,7 для трансформаторов 750 кВ.
Температурные коэффициенты пересчета tg δ масла приведены ниже:

Таблица  18. Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе и пределы допустимого времени нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии


Параметры
трансфор
матора

Вновь вводимые трансформаторы

Трансформаторы после капитального ремонта без смены обмоток и изоляции

Продолжительность разгерметизации, ч

Условия предохранения изоляции от увлажнения

Продолжительность разгерметизации, ч

Условия предохранения изоляции от увлажнения

35 кВ и ниже

24 — при относительной влажности Д«*75%
16 — при относительной влажности До 85%

-

48 — при относительной влажности до 75%
32 — при относительной влажности до 85%

Относительная влажность окружающего воздуха не более 85%'
Температура активной части не менее 10 °С и превышает точку росы окружающего воздуха не менее чем на 10°С при слитом масле и не менее чем на 5°С без слива масла

110-750 кВ

100 ч

Относительная влажность окружающего воздуха не более 90%
Подача в бак трансформатора глубоко- осушенного воздуха (степень осушки воздуха до точки росы — не выше минус 50 °С, производительность по сухому воздуху — 0,05 м3/с)

16 — при относительной влажности до 75%
10 —при относительной влажности до 85%

То же

110-330 кВ, мощностью менее 400 МВ-А

12 — разгерметизация со сливом масла
20 — разгерметизация без слива масла

Относительная влажность окружающего воздуха — не более 85%
Температура активной части не менее 10°С и превышает точку росы окружающего воздуха не менее чем на 10°С при слитом масле и не менее чем на 5 °С без слива масла

 

 

Примечания: 1. При осмотре активной части трансформатора с использованием установок «Суховей» или «Иней» допустимое время ее нахождения на воздухе определяется заводской инструкцией.

  1. Началом осмотра считается слив масла, а для трансформаторов, транспортируемых без масла, — вскрытие крышки или любой заглушки.
  2. Осмотр активной части или капитальный ремонт считаются законченными с момента герметизации бака или начала вакуумирования перед заливкой.
  3. Температура активной части в процессе осмотра должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже 10 °С.
  4. При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается осматривать в закрытом помещении или во временном сооружении.

Таблица  19. Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов


Двухобмоточные трансформаторы и трехобмоточные автотрансформаторы

Трехобмоточные
трансформаторы

Трансформаторы с расщепленной обмоткой НН

Шунтирующие и заземляющие реакторы

Обмотки, на которых производят измерения

Заземленные
части
трансфор
матора

Обмотки, на которых производят измерения

Заземленные
части
трансфор
матора

Обмотки, на которых производят измерения

Заземленные
части
трансфор
матора

Обмотки, на которых производят измерения

Зазем
ленные
части
реактора

нн

Бак*1, ВН

нн

Бак, СН, ВН

НН!

Бак, НН,,
вн

вн

Бак,
НН*2

вн

Бак, НН

сн

Бак, ВН, НН

НН2

Бак, НН,,
вн

-

-

вн, нн

Бак

вн

Бак, НН, СН

вн

Бак, НН,,
нн2

-

-

-

-

ВН, СН*1

Бак, НН

вн,
HHJ1

Бак,
ННад

-

-

-

-

вн, сн, нн

Бак

вн, нн, нн2

Бак

-

-

*1 У сухих трансформаторов — защитный кожух и магнитопровод.
*2 Заземление обмотки НН осуществляется у заземляющих реакторов.
*3 Измерения проводятся для получения дополнительных данных.



 
« АСУ ТП, АСКУЭ, системы РЗА, ПА и связи подстанций   Ведение инструментального хозяйства »
электрические сети