Измерения при капитальном ремонте трансформаторов

Проведение периодических проверок, измерений и испытаний трансформаторов и реакторов

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.

  1. 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.
  16. 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:

  • при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;
  • если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16;
  • 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:

  • если после контрольной подсушки характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями данного раздела;
  • 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

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 10-30°С должно быть не менее 1,3
1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2; 1,3
2. Для трансформаторов выше 1000 до 10000 кВ·А
одна из комбинаций: 1,2,4; 1,3,4
1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А допускается вместо проведения сокращенного анализа масла определять только
значение его пробивного напряжения
2. Пробы масла
должны отбираться 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 трансформаторов 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 температуре 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 превышают данных,
указанных в табл. 2.201)
1. Для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А комбинация 1, 3, 4, 6
2. Для трансформаторов 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 ?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

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

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

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С
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 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.

Читайте также:  Ремонт скутера ирбис rzr 170

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

Трансформаторы Значения tgδ %, при температуре обмотки, °С
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

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

Напряжение
трансформатора, кВ
Значения C2/С50 при температуре, °С
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.

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

Определяемый
показатель
Значение ΔС/С,%, при температуре, С
10 20 30 40 50
Отношение ΔС/С 8 12 18 29 44
Приращение отношений ΔС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре 3 4 5 8,5 13

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.

Источник



Испытания трансформаторов после капитального ремонта

После завершения ремонтных работ трансформатор подвергается испытаниям в целях проверки качества и отсутствия дефектов, а также проверки характеристик трансформатора на соответствие требованиям стандартов, технических условий или других регламентирующих документов. Программа испытаний после капитального ремонта с разборкой активной части трансформатора в соответствии с ПЭЭП содержит 19 пунктов, в том числе: определение условий включения; измерение сопротивления изоляции; измерение тангенса угла диэлектрических потерь; определение емкостных характеристик; испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты; измерение сопротивления обмоток постоянному току; проверка коэффициента трансформации и группы соединения обмоток; измерение тока и потерь холостого хода; проверка работы переключающего устройства; проверка работы устройства переключения ответвлений; испытания бака на прочность; проверка устройств охлаждения и состояния индикаторного силикагеля; испытание трансформаторного масла из трансформатора; испытание включением толчком на номинальное напряжение; испытание вводов и встроенных трансформаторов тока.
При измерении электрического сопротивления обмоток постоянному току различие сопротивлений на одноименных ответвлениях разных фаз не должно превышать 2 %. Проверка работы переключающего устройства проводится согласно инструкции завода-изготовителя.
Трансформаторное масло подвергают испытанию на электрическую прочность (на пробой), на диэлектрические потери (tgδ) и на химический анализ. Для эксплуатационного масла tg δ должен быть не более 7 % при 70 °С (для свежего сухого масла tgδ < 1,5. 2,5 %). Химический анализ масла заключается в определении содержания механических примесей, кислотного числа и содержания водорастворимых кислот и щелочей.
Температура вспышки паров масла может снижаться не более чем на 5 С от первоначальной (135 °С). Масло трансформаторов с азотной или пленочной защитой проверяют на влаго- и газосодержание, которые должны соответствовать заводским нормам.

Испытание изоляции обмотки ВН приложенным напряжением:
1 — регулировочный трансформатор, 2 — вольтметр; 3 — амперметр; 4 — испытательный трансформатор

Испытание электрической прочности изоляции включает: определение пробивного напряжения масла или другого жидкого диэлектрика, которым заполнен трансформатор; испытание изоляции обмоток напряжением 35 кВ и ниже вместе с вводами повышенным напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника (в течение 1 мин); испытание изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок напряжением 1 к В промышленной частоты (в течение 1 мин).
Испытательные напряжения превышают номинальные и зависят от условий эксплуатации. Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты, испытывают по нормам для нормальной изоляции, а трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений, или при специальных мерах грозозащиты — по нормам для облегченной изоляции. Изоляция трансформатора до проведения испытаний подвергается обработке в соответствии с установленным технологическим процессом.
При испытании изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника, проверяется электрическая прочность главной изоляции (каждой обмотки по отношению к другим обмоткам, включая отводы и выводы, а также по отношению к баку и другим заземленным частям трансформатора).
Изоляцию каждой обмотки испытывают поочередно. Испытания проводят по схеме, показанной на рис. При этом испытательное напряжение прикладывается между испытываемой обмоткой, замкнутой накоротко, и заземленным баком. Остальные вводы других обмоток соединяют между собой и заземляют вместе с баком и магнитной системой. Напряжение к первичной обмотке повышающего трансформатора подводят от генератора переменного тока с регулируемым возбуждением или от регулировочного автотрансформатора. Испытательное напряжение поднимают плавно и выдерживают в течение 1 мин. Возрастание силы тока и снижение напряжения, фиксируемое приборами, обычно указывают на наличие дефекта в изоляции испытательного трансформатора. Повреждение в трансформаторе также проявляется в виде потрескивания и разрядов.
Трансформатор считают выдержавшим испытания, если в процессе испытания не наблюдалось полного разряда (по звуку), разряда на защитном шаровом промежутке, выделения газа и дыма или изменения показания приборов. Если при испытании отмечены разряды в баке, сопровождающиеся изменением режима в испытательной установке или появлением дыма, активная часть подлежит осмотру, а при необходимости — разборке для выяснения и устранения причины разрядов или пробоя.
Продольная изоляция обмотки (изоляция между витками, катушками, слоями, фазами) испытывается повышенным напряжением, индуктированным в самом трансформаторе. Испытания проводят путем приложения к одной из обмоток двойного номинального напряжения этой обмотки при повышенной частоте (но не более 400 Гц). Повышение частоты необходимо во избежание чрезмерного увеличения индукции и намагничивающего тока. Испытания проводят по схеме опыта холостого хода напряжением частоты не менее Uном и продолжительностью I мин (при более высоких частотах продолжительность испытания уменьшается, но не должна быть менее 15 с).

Устройство для обнаружения короткозамкнутого витка:
а — общий вид; 6 — принципиальная схема: I — указательный прибор; 2 — защитный кожух; 3 — катушка; 4 — сердечник

Основным дефектом, который выявляется при таком испытании, является замыкание между витками или слоями обмотки, а также между отводами. Если имеются признаки дефекта, то важно до разборки трансформатора измерениями токов и напряжений по фазам установить дефектную фазу. Затем эта фаза подвергается тщательному осмотру. Дефектное место обмотки можно определить индукционным методом или измерением электрического сопротивления.
Индукционный метод нахождения короткозамкнутого витка основан на наличии электромагнитного поля вокруг короткозамкнутого витка, созданного в нем индуктированным током короткого замыкания. Поле вокруг остальных витков отсутствует. Наличие и положение короткозамкнутого витка обнаруживают особой катушкой, называемой искателем, к которой подключен чувствительный прибор.

Измерение сопротивления изоляции обмоток:
1 — мегомметр; 2 — вводы ВН; 3 вводы HH; 4 — бак трансформатора

Измерительный аппарат состоит из искателя и указателя. Искатель представляет собой многовитковую катушку, насаженную на магнитопровод, состоящий из нескольких пластин электротехнической стали, и присоединенного к ней указательного прибора.
Напряжение в проверяемой обмотке индуктируется «питателем», который выполняется аналогично представленному на рис. искателю, или представляет собой длинный стержень с
намотанными по всей длине витками. Обмотка питателя подключается к сети напряжением 36, 127 или 220 В, Если проверяемая обмотка насажена на стержень магнитной системы, возбуждение осуществляется обычным путем (при подаче небольшого напряжения, безопасного для персонала). Перемещая искатель сначала вдоль обмотки, а затем в радиальном направлении, устанавливают место замыкания по наибольшему показанию прибора.
Оценка состояния изоляции производится на основании указанного комплекса испытаний. Допустимые значения изоляционных характеристик для трансформаторов классов напряжения до 35 кВ и номинальной мощностью до 10 МВ-А.
Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при температуре не ниже 10 С мегомметром класса 1 000 В в трансформаторах класса напряжения до 35 кВ и мощностью до 16 мВ • А и класса 2500 В с пределами измерения 0. 10000 МОм — во всех остальных случаях. При этом за температуру изоляции в масляных трансформаторах принимают температуру масла в верхних слоях, в сухих — температуру окружающего воздуха.
Измерения характеристик изоляции для двухобмоточных трансформаторов проводят по следующей схеме: первое измерение между обмоткой НН и баком при заземленной обмотке ВН (сокращенная запись схемы измерения НН-бак, ВН); второе — ВН-бак, НН; третье — ВН+НН-бак).

Читайте также:  Ремонт квартиры до какого часа

Источник

Измерения при капитальном ремонте трансформаторов

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП "ИНВЭЛ"

Трансформаторы силовые масляные общего назначения

Общие технические условия на капитальный ремонт

Нормы и требования

Дата введения 2010-01-11

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. "О техническом регулировании", а правила разработки и применения стандартов организации — ГОСТ Р 1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения"

Настоящий стандарт устанавливает технические требования к ремонту трансформаторов силовых масляных и требования к качеству отремонтированных трансформаторов силовых масляных.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики "Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования", установленными в разделе 7 СТО "Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования".

Применение настоящего стандарта совместно с другими стандартами ОАО РАО "ЕЭС России" и НП "ИНВЭЛ" позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом "Центральное конструкторское бюро Энергоремонт" (ЗАО "ЦКБ Энергоремонт")

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП "ИНВЭЛ"

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

— является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту трансформаторов силовых масляных общего назначения для тепловых электростанций, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

— устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и трансформаторам силовым масляным общего назначения в целом в процессе ремонта и после ремонта;

— устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных трансформаторов силовых масляных общего назначения с их нормативными и доремонтными значениями;

— распространяется на капитальный ремонт трансформаторов силовых масляных общего назначения;

— предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации и основные параметры методов окрашивания

ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.024-87 Система стандартов безопасности труда. Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля

ГОСТ 27.002-89* Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 27.002-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 645-89 Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от 110 до 500 кВ. Технические условия

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСТ 901-78 Лаки бакелитовые. Технические условия

ГОСТ 1033-79 Смазка солидол жировой. Технические условия

ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжения 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции

ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность

ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность

ГОСТ 3553-87 Бумага телефонная. Технические условия

ГОСТ 3826-82 Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками. Технические условия

ГОСТ 3956-76 Силикагель технический. Технические условия

ГОСТ 4194-88 Картон электроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением. Технические условия

ГОСТ 4514-78 Ленты для электропромышленности. Технические условия

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 8008-75 Трансформаторы силовые. Методы испытаний устройств переключения ответвлений обмоток

ГОСТ 8726-88 Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые. Технические условия

ГОСТ 8984-75 Силикагель-индикатор. Технические условия

ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

ГОСТ 12769-85 Бумага электроизоляционная крепированная. Технические условия

ГОСТ 12855-77 Пластина резиновая для трансформаторов. Технические условия

ГОСТ 12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия

ГОСТ 13873-81 Изоляторы керамические. Требования к качеству поверхности

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 17512-82 Электрооборудование и электроустановки на напряжение 3 кВ и выше. Методы измерения при испытаниях высоким напряжением

ГОСТ 17544-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условия

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 19249-73 Соединения паяные. Основные типы и параметры

ГОСТ 19738-74 Припои серебряные. Марки

ГОСТ 20690-75 Электрооборудование переменного тока на напряжение 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 24126-80 Устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия

ГОСТ 24874-91 Бумага электроизоляционная трансформаторная. Технические условия

* Вероятно ошибка оригинала. СТО утвержденный Приказом ОАО РАО "ЕЭС России" N 275 от 23.04.2007 имеет название "Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения". Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.012-2008 с наименованием "Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования", утвержденный приказом НП "ИНВЭЛ" от 01.07.2008 N 12/9. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 17330282.27.100.006-2008* Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования

* Документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.006-2008, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1.1 требование: Норма, правила, совокупность условий, установленных в документе (нормативной и технической документации, чертеже, стандарте), которым должны соответствовать изделие или процесс.

3.1.2 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность . ).

3.1.3 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований.

3.1.4 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

Источник

Измерения при капитальном ремонте трансформаторов

Испытания трансформаторов после капитального ремонта

Объем и нормы испытаний. После завершения ремонтных работ трансформатор подвергается испытаниям с целью проверки ка­чества и отсутствия дефектов, а также с целью проверки характе­ристик трансформатора на соответствие требованиям стандартов, технических условий или других регламентирующих документов. Программа испытаний после капитального ремонта с разборкой активной части трансформатора полностью соответствует програм­ме приемо-сдаточных испытаний в заводских условиях. В програм­му приемо-сдаточных испытаний входят:

· проверка коэффициента трансформации и группы соединения обмоток;

· испытание пробы масла или жидкого негорючего диэлектри­ка из бака трансформатора (для определения пробивного напря­жения и тангенса угла диэлектрических потерь);

· испытание изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника;

· испытание изоляции напряжением повышенной частоты, индуцированным в самом трансформаторе;

· проверка потерь и тока холостого хода;

· проверка потерь и напряжения короткого замыкания;

· испытания прочности бака;

· испытания на трансформаторе устройства переключения от­ветвлений.

В процессе эксплуатации, при монтаже и ремонте трансформа­тора проводится также ряд других испытаний и измерений (см. гл. 3).

Измерения сопротивления изоляции обмоток являются обяза­тельными после любого вида ремонта. Определение коэффициен­та абсорбции, измерение tg5 изоляции и емкостных характерис­тик проводят после ремонта с заменой обмоток или при подозре­нии на загрязненность и увлажнение изоляции. Проверка коэффициента трансформации на всех ступенях переключения напряжения и группы соединения обмоток, а также испытание главной изоляции (вместе с вводами) являются обязательными после ремонта трансформатора с заменой обмоток. Испытание продольной изоляции обмоток является желательным после ре­монта с заменой обмоток.

После ремонта с заменой обмоток измеряют потери и ток хо­лостого хода при номинальном напряжении, а также напряжение и потери короткого замыкания при номинальном токе. Допуска­ется превышение расчетных (или заводских) значений тока холо­стого хода не более чем на 30%; потерь — на 15% (для трансфор­маторов прошлых лет выпуска — до 22 %). Допустимые отклоне­ния параметров короткого замыкания — не более 10%. После ремонта без замены обмоток (если производилась подпрессовковка ярем магнитной системы) потери холостого хода допускается из­мерять при пониженном напряжении.

Измерение электрического сопротивления обмоток постоян­ному току производится в случае, если результаты операционно­го испытания при изготовлении обмоток превышают нормируе­мые (различие сопротивлений на одноименных ответвлениях раз­ных фаз не более 2 %). Проверка работы переключающего устройства является обязательной после любого ремонта этого устройства или ремонта, связанного с разборкой привода переключающего устрой­ства, и проводится согласно инструкции завода-изготовителя.

Испытания пробы масла из бака для измерения электрической прочности и сокращенного химического анализа, а также бака трансформатора на плотность избыточным давлением являются обязательными после любого капитального ремонта. Проверка со­стояния индикаторного силикагеля воздухоосушителя производит­ся после текущего ремонта, а испытание трансформатора включением толчком на номинальное напряжение (3. 5-кратное вклю­чение) — после любого капитального ремонта.

Читайте также:  Escudo ремонт эбу отчет

Рассмотрим подробнее некоторые виды испытаний.

Испытание трансформаторного масла. Масло подвергают испы­танию на электрическую прочность (на пробой), на диэлектри­ческие потери и химический анализ. Испытание трансформатор­ного масла на пробой производят в аппарате, представленном на рис. 12.20. В чистую сухую стеклянную посуду вместимостью не менее 0,5 л отбирают пробу масла из нижнего или специально предусмотренного крана в баке трансформатора. Затем масло за­ливают в стандартный разрядник маслопробойного аппарата, пред­ставляющий собой специальный фарфоровый сосуд У, в который вмонтированы два плоских электрода 2 и латунные токоведущие стержни 3. К ним подводится высокое напряжение от встроенно­го в аппарат повышающего регулировочного трансформатора.

Чтобы удалить из масла воздушные включения, перед пробоем ему дают отстояться в разряднике в течение 20 мин. Затем при помощи кабеля S с вилкой и рукоятки 9 маслопробойный аппа­рат включают в сеть переменного тока. Плавным движением руко­ятки 4 повышают напряжение на электродах до пробоя. Одновре­менно наблюдают за стрелкой киловольтметра 5, показывающего напряжение, при котором происходит пробой.

Рис. 12.20. Аппарат для определения пробивного напряжения масла:

а — стандартный разрядник; б-внешний вид (1-фарфоровый сосуд; 2- плоский электрод; 3-токоведущий стержень; 4-рукоятка регулировочного трансформатора; 5-киловольтметр; 6 —отверстие с крышкой для разрядника; 7-сигнальная лампа; 8-кабель для включения в сеть; 9-рукоятка автомата включения; 10-клемма заземления)

Всего делают шесть пробоев с интервалами 10 мин. Первый про­бой не учитывают. Среднее арифметическое пробивного напряжения остальных пяти пробоев принимают за пробивное напряже­ние масла. Пробивное напряжение должно соответствовать нор­мам (табл. 12.1), которые зависят от номинального напряжения трансформатора и вида масла.

Отбирать пробы масла из трансформаторов, находящихся вне помещения, нужно, по возможности, летом в сухую погоду, зимой — в морозную. При внесении пробы в помещение в зимнее время не следует вскрывать посуду, пока масло не нагреется до комнатной температуры, иначе в посуде произойдет конденса­ция паров, что снизит электрическую прочность масла. Пробу от­бирают очень тщательно, так чтобы в масло не попали механи­ческие примеси и влага. Прежде чем заполнить посуду для пробы, сливают 2. 3 л масла и несколько раз ополаскивают ее. Запол­ненную посуду плотно закрывают притертой пробкой и лишь после этого масло отправляют на испытание.

Испытание трансформаторного масла на диэ­лектрические потери заключается в определении tgδ. Для эксплуатационного масла tgδ должен быть не более 1 % при температуре 20 °С и не более 7 % при 70 °С ; для свежего сухого масла при 20° С — 0,2. 0,4 % (в зависимости от сорта масла), при 70 °С — 1,5.-2,5%.

Химический анализ масла заключается в проверке со­ответствия его химических характеристик стандартным. Измене­ние той или иной характеристики масла свидетельствует о техни­ческом состоянии трансформатора. Например, повышение кис­лотного числа, окисление или снижение температуры вспышки паров масла свидетельствует о его разложении в результате мест­ного перегрева внутри трансформатора.

Химический анализ бывает полный и сокращенный. Обычно при ремонтах делают сокращенный химический анализ масла, в объем которого входят: определение кислотного числа, темпера­туры вспышки паров, реакции водной вытяжки, содержания взве­шенного угля и механических примесей; проверка прозрачности масла. Стандартом не допускается присутствие в масле механи­ческих примесей, водорастворимых кислот и щелочей.

Кислотное число показывает, какое количество миллиграммов едкого калия необходимо для нейтрализации кислот, содержа­щихся в 1 г масла при его подкислении. Для свежего сухого масла кислотное число должно быть не более 0,05, для эксплуатацион­ного — не более 0,25. Температура вспышки паров масла должна быть не ниже 135 ºС. Допускается ее снижение не более чем на 5 °С от первоначальной. При полном химическом анализе масла про­изводят, кроме того, проверку вязкости, стабильности, плотнос­ти, температуры застывания и др. Масло трансформаторов с азот­ной или пленочной защитой проверяют на влагосодержание и газосодержание. Влагосодержание по объему должно быть не бо­лее 0,001 %, газосодержание — 0,1 %.

Испытание электрической прочности изоля­ции состоит из комплекса следующих испытаний:

-определение пробивного напряжения масла или другого жид­кого диэлектрика, которым заполнен трансформатор;

-измерение сопротивления изоляции обмоток;

-испытание внутренней изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника (в течение одной минуты);

-испытание повышенным напряжением, индуктированным в самом трансформаторе.

Испытательные напряжения превышают номинальные и зави­сят от условий эксплуатации. Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, подвергающихся воздей­ствию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты, испытываются по нормам для нормальной изоляции, а транс­форматоры, предназначенные для эксплуатации в электроуста­новках, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений, или при специальных мерах грозозащиты — по нормам для облег­ченной изоляции. Изоляция трансформатора до проведения ис­пытаний подвергается обработке в соответствии с установлен­ным технологическим процессом.

При испытании изоляции напряжением промышленной часто­ты, приложенным от внешнего источника, проверяется электри­ческая прочность главной изоляции (каждой обмотки по отноше­нию к другим обмоткам, включая отводы и выводы, а также по отношению к баку и другим заземленным частям трансформатора).

Испытывают поочередно изоляцию каждой обмотки. Испыта­ния проводят по схеме рис. 12.21. При этом испытательное напря­жение прикладывается между испытываемой обмоткой, замкну­той накоротко, и заземленным баком. Все остальные вводы дру­гих обмоток соединяют между собой и заземляют вместе с баком и магнитной системой. Напряжение к первичной обмотке повы­шающего трансформатора подводят от генератора переменного тока с регулируемым возбуждением или от регулировочного автотрансформатора. Испытательное напряжение поднимают плав­но и выдерживают в течение 1 мин. Возрастание тока и снижение напряжения, фиксируемые приборами, обычно указывают на на­личие дефекта в изоляции испытываемого трансформатора. По­вреждение в испытываемом трансформаторе проявляется в виде потрескивания и разрядов.

Рис. 12.21. Схема испытания изоляции обмотки ВН приложенным на­пряжением:

1 — регулировочный трансформатор; 2— вольтметр; 3 — амперметр; 4— испыта­тельный трансформатор

Трансформатор считают выдержавшим испытания, если в про­цессе испытания не наблюдалось полного разряда (по звуку), раз­ряда на защитном шаровом промежутке, выделения газа и дыма или изменения показаний приборов. Если при испытании отме­чены разряды в баке, сопровождающиеся изменением режима в испытательной установке или появлением дыма, активная часть подлежит осмотру, а при необходимости разборке для выяснения и устранения причины разрядов или пробоя.

Продольная изоляция обмотки (изоляция между витками, ка­тушками, слоями, фазами) испытывается повышенным напря­жением, индуктированным в самом трансформаторе. Испытания проводят путем приложения к одной из обмоток двойного номи­нального напряжения этой обмотки при повышенной частоте (но не более 400 Гц)- Повышение частоты необходимо во избежание чрезмерного увеличения индукции и намагничивающего тока. Испытания проводят по схеме опыта холостого хода напряжени­ем частоты не менее 2fном при продолжительности испытания 1 мин. (При более высоких частотах длительность уменьшается, но она не должна быть менее 15 с.)

Основным дефектом, который выявляется при таком испыта­нии, является замыкание между витками или слоями обмотки, а также между отводами. Если имеются признаки дефекта, то важ­но до разборки трансформатора путем измерений токов и напря­жений по фазам установить дефектную фазу. Затем эта фаза под­вергается тщательному осмотру. Дефектное место обмотки можно определить индукционным методом или измерением электричес­кого сопротивления.

Индукционный метод для нахождения короткозамкнутого витка основан на наличии электромагнитного поля вокруг короткозам­кнутого витка, созданного в нем индуктированным током корот­кого замыкания. Поле вокруг остальных витков отсутствует. Нали­чие и положение короткозамкнутого витка обнаруживают особой катушкой, называемой искателем, к которой подключен чувстви­тельный прибор. Измерительный аппарат состоит из искателя и указателя. Искатель представляет собой многовитковую катушку, насаженную на магнитопровод, состоящий из нескольких плас­тин электротехнической стали, и присоединенного к ней указа­тельного прибора (рис. 12.22).

Напряжение в проверяемой обмотке индуктируется «питате­лем», который выполняется аналогично представленному на рис. 12.22, а искателю или представляет собой длинный стержень с намотанными по всей длине витками. Обмотка питателя под­ключается к сети (36, 127 или 220 В). Если проверяемая обмотка насажена на стержень магнитной системы, возбуждение осуще­ствляется обычным путем (при подаче небольшого напряжения, безопасного для персонала). Перемещая искатель сначала вдоль обмотки, а затем в радиальном направлении, устанавливают ме­сто замыкания по наибольшему отклонению прибора.

Оценка состояния изоляции. Для оценки состояния изоляции трансформатора в процессе монтажа перед пуском, после ремон­та и в процессе эксплуатации проводятся следующие испытания:

-измерение сопротивления изоляции обмоток через 60 с после приложения постоянного напряжения (R60")

-определение отношения значений сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15 с после приложения к ним постоянного напряжения (определение коэффициента абсорции Кабс= R 60"/ R 15");

-измерение угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток при приложении к ним переменного напряжения;

-измерение изоляционных характеристик масла: пробивного на­пряжения, угла диэлектрических потерь и влагосодержания масла;

-определение влагосодержания установленных внутри бака транс­форматора образцов твердой изо­ляции ;

-определение отношения емко­стей изоляции обмоток, измерен­ных при приложении напряжений частоты 2 и 50 Гц (С2/С50);

-измерение прироста абсорбционной емкости (∆С/С)

Рис. 12.22. Общий вид (а) и принципиальная схема (б) устройства для обнаружения короткозамкнутого витка:

1— указательный прибор; 2 — защитный кожух; 3— катушка; 4 — сердечник

Рис.12.23. Схема измерения сопротивления изоляции обмоток:

1-мегаомметр; 2-вводы ВН; 3-вводы НН; 4-бак трансформатора.

Оценка состояния изоляции производится на основании комплекса испытаний. Допустимые зна­чения изоляционных характеристик для трансформаторов клас­сов напряжения до 35 кВ и номинальной мощностью до 10 МВА приведены в табл. 3.1. Значения сопротивления изоляции R60" и отношения R 60"/ R 15" позволяют выявить грубые дефекты в изоля­ции перед включением трансформатора под напряжение, возник­шие, например, в результате местных загрязнений, увлажнения или повреждения изоляции. В сочетании с другими показателями эти характеристики позволяют оценить степень увлажнения изо­ляции.

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при температуре не ниже +10° С мегаомметром класса 1000 В в транс­форматорах класса напряжения до 35 кВ и мощностью до 16 МВА, и класса 2500 В с пределами измерения 0. 10000 МОм — во всех остальных. При этом за температуру изоляции в масляных транс­форматорах принимают температуру масла в верхних слоях, в су­хих — температуру окружающего воздуха.

Измерения сопротивления изоляции для двухобмоточного трансформатора проводятся по следующей схеме: первое измере­ние между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН (сокращенная запись схемы измерения ВН—бак, НН); второе: НН — бак, ВН; третье — ВН + НН — бак (рис. 12.23).

Источник