 |
Объект испытаний (измерений)
|
|
|
|
ПРОГРАММА
Испытание силовых трансформаторов, автотрансформаторов
И масляных реакторов
ПВИ-13
Назначение, область применения
1.1.Настоящая программа устанавливает порядок выполнения испытаний и измерений силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов напряжением выше 1000В, до 110 кВ включительно, перед вводом в работу и в процессе эксплуатации.
1.2.Настоящая программа является организационно – методическим документом, обязательным при проведении испытаний и измерений персоналом ПО «ИЭС».
Нормативные ссылки
2.1.Заводская документация на трансформатор (автотрансформатор, масляный реактор) (далее «1»)
2.2.Правила устройства электроустановок. 7-е изд, Москва, «Издательство НЦ ЭНАС», 2003г. (далее «2» п.1.8.16.)
2.3.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, М. СПО ОРГРЭС, 2003г. (далее «3»)
2.4.Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. 6-е изд. с изменениями и дополнениями, М. НЦ ЭНАС, 2001г. (далее «4» п.6.)
2.5.Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТЭУ) (далее «5»)
2.6.Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Приложение 3 п.2 ПТЭЭП. (далее «6»)
2.7.Методики № 5,7,8,9,10,13,14,15,16,17; программы № 7,8,10,13 (далее «7»).
2.8.ГОСТ Р 1.5-2012. «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные. Правила построения, изложения, оформления и обозначения»;
2.9.ГОСТ 16504-81. «Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения»;
2.10.ГОСТ Р 8.563-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений»;
2.11.ГОСТ 3484.3-88. «Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции»;
|
|
|
2.12.Федеральный закон № 7-ФЗ от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды»;
2.13.Федеральный закон № 96-ФЗ от 04.05.1999 г. «Об охране атмосферного воздуха».
Термины и определения
Распределительное устройство (далее РУ) – электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства, а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы.
Испытания – экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик электрооборудования в результате воздействия на него факторами, регламентированными в «2» и «4».
Приемо-сдаточные испытания – проводимые (как правило) изготовителем при сдаче оборудования заказчику (ГОСТ-16504-81).
Эксплуатационные испытания – проводимые при эксплуатации оборудования на месте его постоянной установки (в стационарных лабораториях предприятия) персоналом эксплуатирующего предприятия.
Измерения – нахождения значения физической величины опытным путем с помощью технических средств, имеющих нормированные метрологические свойства.
Измерение тангенса диэлектрических потерь (далее tg δ) – определение значения, характеризующего увлажнение, ионизацию газовых включений изоляции путем измерения тангенса угла между векторами действующего значения тока и его емкостной составляющей.
Испытательное напряжение частоты 50Гц – действующее значение напряжения переменного тока, которое должна выдерживать в течении заданного времени внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания.
Испытательное выпрямленное напряжение – амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электрооборудованию в течении заданного времени при определенных условиях испытания.
|
|
|
Коэффициент трансформации – отношение напряжений на обмотке высшего напряжения (далее ВН) к обмотке (обмоткам) низшего напряжения (далее НН).
Потери холостого хода (далее ХХ) трансформатора – мощность, измеренная в цепи обмотки НН при подаче на обмотку НН напряжения и разомкнутых выводах обмотки ВН.
Сопротивление короткого замыкания (далее КЗ) трансформатора – значение, определяемое из отношения измеренного напряжения КЗ фазы к измеренному току КЗ этой же фазы при возбуждении обмотки ВН напряжением 380В и закороченных выводах обмотки НН.
Тепловизионный контроль – определение теплового состояния электрооборудования с помощью инфракрасных приборов.
Объект испытаний (измерений)
Объектами испытаний и измерений являются:
– Силовые маслонаполненные трансформаторы, всех напряжений;
– сухие и заполненные совтолом трансформаторы;
– герметизированные трансформаторы;
– масляные реакторы.
4.1.Определение условий включения трансформаторов.
4.1.1. П. Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение).
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций заводов-изготовителей.
4.1.2.Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции).
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и РДИ 34-38-058-91 «Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ мощностью 80 MB·А и более. Капитальный ремонт».
4.2. П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле.
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (РД 34.46.302-89).
|
|
|
4.3. П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции.
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ·А и более.
Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт – не выше 2%, а эксплуатируемых трансформаторов – не выше 4% по массе (образец твердой изоляции толщиной 3 мм). Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.
Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
4.4.Измерение сопротивления изоляции.
4.4.1. П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
| Температура обмотки, °С | |||||||
| R60", МОм |
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
| До 1 кВ включительно | - | не менее 100 МОм; |
| Более 1 до 6 кВ включительно | - | не менее 300 МОм; |
| Более 6 кВ | - | не менее 500 МОм. |
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область «риска», п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний (РД 34.45-51.300-97).
|
|
|
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода «экран» мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.
4.4.2. П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.
Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегаомметры на напряжение 1000-2500 В.
Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
4.5. П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток.
Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения (п. 1.5), с учетом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.
Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°С и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода «экран» измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.
4.6.Оценка состояния бумажной изоляции обмоток.
4.6.1. М. Оценка по наличию фурановых соединений в масле.
Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше. Для трансформаторов напряжением ниже 110 кВ производится по решению технического руководителя предприятия.
Оценка производится хроматографическими методами.
Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в табл. 25.4 (п. 11 РД 34.45-51.300-97).
4.6.2. К. Оценка по степени полимеризации.
Ресурс бумажной изоляция обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
4.7.Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц.
4.7.1. П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами.
Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
|
|
|
При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.
Значения испытательных напряжений приведены в табл.1 и 2.
Сухие трансформаторы испытываются по нормам табл. 1 для облегченной изоляции.
Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.
Таблица 1. Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией
| Класс напряжения электрообо-рудования, кВ | Испытательное напряжение, кВ | ||
| На заводе - изготовителе | При вводе в эксплуатацию | В эксплуатации | |
| До 0,69 | 5,0/3,0 | 4,5/2,7 | 4,3/2,6 |
| 18,0/10,0 | 16,2/9,0 | 15,3/8,5 | |
| 25,0/16,0 | 22,5/14,4 | 21,3/13,6 | |
| 35,0/24,0 | 31,5/21,6 | 29,8/20,4 | |
| 45,0/37,0 | 40,5/33,3 | 38,3/31,5 | |
| 55,0/50,0 | 49,5/45,0 | 46,8/42,5 | |
| 85,0 | 76,5 | 72,3 |
Примечания:
1. Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель – с нормальной изоляцией, знаменатель – с облегченной изоляцией.
2. Если электрооборудование на заводе-изготовителе было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.
Таблица 2. Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов
| Класс напряжения трансформатора, кВ | Испытательное напряжение, кВ | ||
| На заводе-изготовителе | При вводе в эксплуатацию | В эксплуатации | |
| 9,0 | 8,5 | ||
| 18,0 | 17,0 | ||
| 25,2 | 23,8 | ||
| 34,2 | 32,3 | ||
| 45,0 | 42,5 |
4.7.2. П, К. Испытание изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.
Испытания при вводе в эксплуатацию производятся в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.
Значение испытательного напряжения – 1 кВ. Продолжительность испытания – 1 мин.
4.7.3. П, К. Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе.
Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
Значение испытательного напряжения – 1 кВ. Продолжительность испытания – 1 мин.
Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров – 750 В. Продолжительность испытания – 1 мин.
4.8. П, К. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
Измерение производится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.
Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%. Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в заводской технической документации, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведенное в паспорте трансформатора.
Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчета не должны отличаться более чем на 5% от исходных значений.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора.
Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
4.9. П, К. Проверка коэффициента трансформации.
Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.
4.10. П, К. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
Группу соединения обмоток трансформатора проверяют одним из следующих методов:
– прямым методом;
– методом двух вольтметров;
– методом моста;
– методом постоянного тока.
При испытании трехобмоточных трансформаторов проверяют обе группы соединений. При испытании многообмоточных трансформаторов проверяют группы соединений одной обмотки по отношению к остальным.
А также производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных.
Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов – обозначениям на крышке трансформатора.
4.11. П, К. Измерение тока и потерь холостого хода.
Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВ×А производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.
При нормированном напряжении измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется.
При малом напряжении измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнений).
У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.
У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.
Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.
4.12. П, К, М. Измерение сопротивления короткого замыкания (Z к) трансформатора.
Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Z к измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.
Значения Z к при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (U к) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%.
Значения Z к при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z к по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.
В процессе эксплуатации измерения Z к производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
4.13.Оценка состояния переключающих устройств.
4.13.1. К. Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения).
Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с требованиями документа, указанного в п. 4.1.2 данной программы.
4.13.2. П. К. Переключающие устройства с РПН (регулирование под нагрузкой) и снятие круговой диаграммы.
Оценка состояния переключающих устройств при вводе трансформаторов в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп. 4.1.2. данной методики.
Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе.
4.14. П, К. Испытание бака на плотность.
Баки трансформаторов допускается испытывать на плотность при снятых охладителях.
Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.
4.15. П, К, Т. Проверка устройств охлаждения.
Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию и текущем ремонте трансформаторов производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект заводской технической документации на данный трансформатор, а при капитальном ремонте – в соответствии с требованиями документа, указанного в п. 4.1.2.
4.16. П, К. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле.
Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих реле.
4.17. П, К. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.
Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла термосифонного или адсорбирующего фильтра при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп. 4.1.1 и 4.1.2 данной методики.
4.18.Фазировка трансформаторов.
Должно иметь место совпадение по фазам.
4.19.Испытание трансформаторного масла.
4.19.1. П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла.
При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:
– у трансформаторов напряжением 110-330 кВ - 0,0025%;
– у трансформаторов напряжением 500-750 кВ - 0,0020%.
Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.
4.19.2. П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов.
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается в соответствии с требованиями табл. 25.2 (п. 1-4 РД 34.45-51.300-97) не реже 1 раза в 2 мес.
4.19.3. П, К. Испытание масла перед вводом трансформаторов в эксплуатацию.
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается по требованиям табл. 25.2 (пп. 1-7 РД 34.45-51.300-97).
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям табл. 25.2 (пп. 1-7 РД 34.45-51.300-97), а у трансформаторов с пленочной защитой масла – дополнительно по п. 10 той же таблицы.
У трансформаторов всех напряжений масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя РПН (РД 34.45-51.300-97).
4.19.4. М. Испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов.
У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по требованиям табл. 25.4 (п.п. 1-7 РД 34.45-51.300-97), а у трансформаторов с пленочной защитой масла – дополнительно по п. 10 той же таблицы, в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:
– трансформаторы 110-220 кВ - через 10 дней и 1 мес.;
– трансформаторы 330-750 кВ - через 10 дней, 1 и 3 мес.
В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается не реже 1 раза в 2 года согласно требованиям пп. 1-3 табл. 25.4 и не реже 1 раза в 4 года согласно требованиям пп. 1-9 табл. 25.4 (у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 табл. 25.4) с учетом требований разд. 25.3.1 и 25.3.2 РД 34.45-51.300-97.
Испытание масла по требованиям табл. 25.4 (п.3) может не производиться, если с рекомендуемой периодичностью проводятся испытания по п. 6.2 РД 34.45-51.300-97.
4.20. П. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.
В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
4.21. П. Испытание вводов.Согласно ПВИ-8.
Испытания вводов производятся в соответствии с разделом 23 Норм. РД 34.45-51.300-97, а также в соответствии с 1.8.34 ПУЭ-7.
4.22.Испытание встроенных трансформаторов тока.Согласно ПВИ-7.
Испытания производятся в соответствии с разделом 7.3 Норм. РД 34.45-51.300-97 и в соответствии п. 1.8.17 ПУЭ-7.
4.23.Тепловизионный контроль.
Термографическое обследование трансформаторов напряжением 110 кВ и выше производится при решении вопроса о необходимости их капитального ремонта. Снимаются термограммы поверхностей бака трансформатора в местах расположения отводов обмоток, по высоте бака, периметру трансформатора, верхней его части, в местах болтового крепления колокола бака, системы охлаждения и их элементов и т.п. При обработке термограмм сравниваются между собой нагревы крайних фаз, нагревы однотипных трансформаторов, динамика изменения нагревов во времени и в зависимости от нагрузки, определяются локальные нагревы, места их расположения, сопоставляются места нагрева с расположением элементов магнитопровода, обмоток, а также определяется эффективность работы систем охлаждения.
|
|
|
