Проведение периодических проверок, измерений и испытаний трансформаторов и реакторов

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

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

 

 

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

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.

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

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

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

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.

 

Нормы испытаний силовых трансформаторов

Наименование испытания	Вид испытания	Нормы испытания	Указания
1.1. Определение условий включения трансформатора.	К	Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без под сушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток, а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более: 1) для трансформаторов на напряжение до 35кВ 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%; 2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.	При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и 1§дельта, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора. Условия включения сухих тран- форматоров без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации.
1.2. Измерение сопротивления изоляции: 1) обмоток;	К, Т, М	Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл.2 Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для трансформаторов на напряжение до 150 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град.С	Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3. Измерения производятся по схемам табл. 3 При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов. 1.3. Измерение тангенса угла ди диэлектрических потерь tg дельта изоляции обмоток.	К КМ	Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg дельта изоляции приведены в табл. 4 . В эксплуатации значение tg дельта не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений тангенс-дельта изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.	Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте. При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более. У трансформаторов на напряжение до 150 кВ tg дельта рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град. С. Измерения производятся по схемам табл. 3. См. также примечание 3.
1.4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: 1) изоляции обмоток 35 кВ	К	См. табл. 5 . Продолжительность испытания — 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток — 85% от значения, указанного в табл.5.	При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
2) изоляции дос- тупных для ис- пытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электр остатиче- ских экранов	К	Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более испытания.	Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.
3) изоляция цепей защитной аппаратуры	К	Проводится напряжением 1 кВ в течение 1мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров — 0,75 кВ в течение 1 мин.	Испытание изоляции производится ( относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
1.5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.	К, М	Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора. В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.	Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
1.6. Проверка коэффициента трансформации.	К	Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования.	Производится на всех ступенях переключателя. *
1.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.	К	Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов — обозначениям на щитке или крышке трансформатора.	Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.
1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
1.9. Оценка состояния переключающих устройств.	К	Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических документов
1.10. Испытание бака на плотность.	К	Продолжительность испытания во всех случаях — не менее 3 ч. Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ не ниже 10 град. С. Не должно быть течи масла. Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.	Производится: у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами — 0,3 м; у трансформаторов с пленочной защитой масла — созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов -созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
1.11. Проверка устройств охлаждения.	К	Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.	Производится согласно типовым и заводским инструкциям.
1.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.	К, Т,М	Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических документов.	Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении
1.13. Испытание трансформаторного масла: 1) из трансформаторов;	К, Т,М	У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — по показателям п. п. 1 — 5, 7 табл. 6 . У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше — по показателям п. п. 1 — 9 табл. 6 , а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы.	Производится: после капитальных ремонтов трансформаторов; не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами; не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров. Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.
2) из баков контакторов устройств РПН.	ТМ	Масло следует заменить: при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ — с изоляцией 35 кВ, 35 кВ — с изоляцией 40 кВ, 110 кВ -с изоляцией 220 кВ; если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное).	Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.
1.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.	К	В процессе 3 — 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.	Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.
1.15. Хромато- графический анализ газов, растворенных в масле.	М	Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.	Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
1.16. Оценка влажности твердой изоляции.	К, М	Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта — 2%, эксплуатируемых — 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Производится первый раз через 10-12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 — 6 лет у трансформаторов напряжением ПО кВ и выше мощностью 60 МВА и более.	При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации расчетным путем.
1.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток: по наличию фурановых соединений в масле; по степени полимеризации бумаги.	М	Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6	Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации — 1 раз в 4 года.
	К	Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
1.18. Измерение сопротивления короткого замыкания (2к) трансформатора.	К, М	Значения 2к не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений 2к по фазам на основном и крайних ответвлениях — оно не должно превышать 3%.	Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН — на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
1.19. Испытание вводов.	К, М	Производится в соответствии с указаниями раздела 10.
1.20. Испытание встроенных трансформаторов тока.	КМ	Производится в соответствии с указаниями п. п. 13.1, 13.3.2, 13.5, 13.6, 13.7 раздела 13.
1.21. Тепловизионный контроль.	М	Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

Методика испытаний трансформаторов тока

1. Измерение сопротивления изоляции

Выводы вторичных обмоток (две и более) и корпус  трансформатора тока должны быть объединены, заземлены и присоединены к выводу «земля» мегаомметра. Вывод «Л» прибора присоединяется к выводу первичной обмотки «Л1» или «Л2».

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится на каждой обмотке относительно корпуса и присоединенных к нему остальных обмоток. Вывод «Л» мегаомметра присоединяется к выводам проверяемой обмотки, а вывод «земля» к выводам остальных обмоток, соединенных с корпусом трансформатора тока и заземленных.

 

2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ изоляции

Измерение tg δ основной изоляции производится на напряжении 10 кВ по нормальной (прямой) схеме измерительного моста. Схема измерений основной изоляции с использованием моста переменного тока типа Р5026 приведена на рис. 2.

Порядок и способы использования приборов описаны в методике испытания силовых трансформаторов (М1. 3).

Измерение tg δ для всех типов ТТ производятся без отсоединения вторичных цепей.

3. Испытание повышенным напряжением

Электрические испытания изоляции электрооборудования необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5^°С. Измерение электрических характеристик изоляции, произведенные при отрицательной температуре, должны быть повторены через возможно короткий срок при температуре изоляции не ниже 5°С. Изоляцию одного и того же электрооборудования рекомендуется испытывать при одинаковой температуре и по однотипным схемам.

Перед проведением испытаний электрооборудования наружная поверхность его изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.

При испытании электрооборудования повышенным напряжением частотой 50 Гц к испытательной установке рекомендуется подводить линейное напряжение сети.

Скорость подъёма напряжения до одной трети испытательного значения может быть произвольной. Далее испытательное напряжение должно подниматься плавно, со скоростью, допускающей производить визуальный отсчет по приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменным в течение всего времени испытаний. После требуемой выдержки времени напряжение плавно снижается до значения не более одной трети испытательного и отключается.

Под продолжительностью испытаний подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного нормами испытаний.

При измерении характеристик изоляции электрооборудования должны учитываться случайные и систематические погрешности, обусловленные погрешностями измерительных приборов и аппаратов, дополнительными ёмкостями и индуктивными связями между элементами измерительной схемы, воздействием температуры, влиянием внешних электромагнитных и электростатических полей на измерительное устройство, погрешностями метода и т. д.

При сопоставлении результатов измерения следует учитывать температуру, при которой производились измерения, и вносить поправки в соответствии со специальными указаниями.

При испытании внешней изоляции оборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, производимом при факторах внешней среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20⁰ С, абсолютная влажность 11 г/м³, атмосферное давление 101300 Па) значение испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного коэффициента на условия испытаний, регламентируемого в соответствии со стандартами.

При проведении нескольких видов испытаний изоляции электрооборудования испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами.

Оборудование, забракованное при внешнем осмотре, независимо от результатов испытаний должно быть заменено или отремонтировано.

Испытание трансформаторов тока повышенным напряжением рекомендуется производить до их монтажа на стационарной испытательной установке, кроме шинных ТТ, которые испытываются только по окончании монтажа совместно с ошиновкой.

Испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой обмотке. Остальные обмотки соединяются с корпусом и заземляются.

При испытании повышенным напряжением вторичных обмоток и присоединенных к ним цепей необходимо проверить допустимость приложения испытательного напряжения ко всем аппаратам.

 

4. Снятие характеристик намагничивания

Характеристики намагничивания используются для выявления повреждения стали, наличия короткозамкнутых витков и определения пригодности трансформаторов тока по их погрешностям для использования в данной схеме релейной защиты при данной нагрузке.

Снятие характеристик намагничивания (зависимости напряжения на вторичной обмотке от тока намагничивания в ней) производится путем подачи регулируемого напряжения на одну из вторичных обмоток при разомкнутой первичной обмотке.

Все остальные вторичные обмотки ТТ должны быть замкнуты.

Характеристика снимается до номинального тока или до начала насыщения измерением напряжения при 6-8 значениях тока (больше измерений делается на начальной части хар-ки).

У трансформаторов небольшой мощности насыщение наступает при токе до 5 А (схема рис. 4а).

У мощных трансформаторов тока, имеющих большой коэффициент трансформации, насыщение наступает при токах, значительно меньших 5 А; характеристики таких трансформаторов снимают до максимально возможного напряжения. Схема на рис. 4б позволяет получить напряжение до 500 В при питании от сети 380 В.

Рекомендуется использовать комбинированные приборы серии Ц.

 

5. Проверка однополярных выводов

Для проверки зажимы «+» источника и прибора подключаются к одноименным выводам первичной и вторичной обмоток ТТ: Л1 и И1. При кратковременном замыкании первичной сети стрелка прибора отклонится вправо, а при размыкании — влево.

При проверке встроенных ТТ ( до их установки на место) через его окно продевается стержень (провод), играющий роль первичной обмотки.

 

6. Измерение коэффициента трансформации

Производится для установления соответствия трансформатора тока его паспортным и проектным данным, а также для установки заданного коэффициента трансформации у трансформаторов, выпускаемых с устройством, позволяющим производить его изменение.

Проверка коэффициента трансформации ТТ производится путем измерения соотношений токов в первичной и вторичных обмотках.

7. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

 

Измерения выполняются у трансформаторов тока напряжением 110 кВ и выше.

Измерения могут производиться любым способом: одинарными (ММВ) и двойными (Р333) мостами, методом амперметра-вольтметра. Зажимы мостов постоянного тока и выводы вторичных обмоток необходимо соединять в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора. Одинарные мосты  не рекомендуется использовать при значениях измеряемого сопротивления менее 1 Ом.

Вольтметр подключается непосредственно к выводам обмоток ТТ. Значение тока устанавливается так, чтобы отсчет производился по второй половине шкалы амперметра.

 

8. Измерение сопротивления вторичной нагрузки ТТ.

 

Измерения сопротивления вторичной нагрузки выполняется по нижеприведенной схеме для всех фаз. Значения полученных сопротивлений не должны превышать паспортных данных ТТ.

НТД и техническая литература:

• Межотраслевые правила по охране труда (ПБ) при эксплуатации электроустановок.
• ПОТ Р М — 016 — 2001. — М.: 2001.
• Правила устройства электроустановок Глава 1.8 Нормы приемосдаточных испытаний Седьмое издание
• Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое с изменениями и дополнениями — М.:НЦ ЭНАС, 2004.
• Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций/ под ред. Мусаэляна Э.С. -М.:Энергия, 1979.
• Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. — М.: ОРГРЭС, 1997.

Испытания силовых трансформаторов при ремонте

Испытания трансформаторов при ремонте составляют один из элементов контроля качества выполняемых работ и проводятся почти на всех стадиях ремонта и на каждой стадии имеют свои назначения. Целью предварительных испытаний (при дефектировке) является выявление дефектов в трансформаторе или в отдельных узлах и установление объема ремонтных работ. Промежуточные испытания проводят в процессе ремонта после выполнения отдельных работ. Они имеют вспомогательное значение и, как правило, не обязательны, но благодаря им ремонтные работы выполняют более целенаправленно. Иногда такие испытания, которые можно провести только на разобранном трансформаторе, являются одновременно контрольными, т. е. обязательными. Самыми ответственными являются окончательные, приемо-сдаточные испытания, результаты которых свидетельствуют о состоянии трансформатора, выпускаемого из ремонта. Объем испытаний определяется техническими условиями на ремонт трансформаторов. Все испытания условно можно разбить на три группы в зависимости от того, что подвергается проверке или измерениям: испытания изоляции трансформатора, проверка электрических параметров трансформатора, проверка качества ремонта. Рассмотрим коротко все виды испытаний, входящие в каждую группу.

Испытания изоляции трансформатора

Качество изоляции в процессе ремонта контролируют много раз посредством различных испытаний. Сюда относятся: измерение сопротивления изоляции обмоток; определение коэффициента абсорбции изоляции обмоток, измерение емкостных характеристик изоляции обмоток, измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, испытание изоляции трансформатора приложенным повышенным напряжением промышленной частоты, электрические испытания трансформаторного масла. Первые два испытания обычно совмещают и проводят одновременно. Выполняют измерения на трех изоляционных участках: обмотки ВН по отношению к обмоткам НН, присоединенным к корпусу; обмотки НН по отношению к обмоткам ВН, присоединенным к корпусу; соединенных между собой обмоток ВН и НН по отношению к корпусу. Измеряют сопротивление мегомметром 2500 В с ручным или моторным приводом. При ручном приводе рукоятку вращают с частотой примерно 120 об/мин. Первый отсчет снимают через 15 с после установления этой указанной частоты вращения. Этот отсчет обозначают R15. Второй отсчет—через 1 мин, его обозначают R60, что считают сопротивлением изоляции на данном участке. Отношение R60/R15, называемое коэффициентом абсорбции, вычисляют с точностью до 0,01 и округляют до 0,1. Его величина при 10—30° С должна быть не ниже 1,3. Работу удобно проводить вдвоем, но допускается и одному с квалификационной группой по технике безопасности не ниже IV. Условием безопасности работы является применение проводов с хорошей изоляцией и надежными зажимами. Простота и безопасность выполнения этих испытаний делают их очень доступными, поэтому их применяют почти на каждой стадии ремонта: при дефектировке трансформатора и активной части, в процессе сушки изоляции, перед опусканием активной части в бак и при приемо-сдаточных испытаниях. Емкостные характеристики изоляции — это характеристики, основанные на способности диэлектрика изменять свою электрическую емкость при изменении какого-нибудь из условий: температуры (Сгор/Схол, метод емкость — температура), частоты (С2/С50, метод емкость—частота), времени (∆С/С, метод емкость — время). Емкостные характеристики показывают степень влажности изоляции, их измеряют специальными приборами контроля влажности (ПКВ). Любой электроизоляционный материал, твердый и жидкий, является не абсолютным диэлектриком. При высоких напряжениях через него идет весьма незначительный ток проводимости, который называется током потерь. Чем хуже изоляция, чем больше в ней проводящих включений (грязь, влага, шлам), тем выше ток диэлектрических потерь, который принято определять тангенсом угла диэлектрических потерь tgδ. Измеряют tgδ твердой изоляции и трансформаторного масла мостами переменного тока. Измерение емкостных характеристик и tgδ изоляции обмоток трансформаторов I—II габаритов проводят только если значения R60 или отношения R60/R15 ниже допустимых норм и требуется установить причину. Повышенное отношение С2/С50, измеренное в масле, или ∆С/С, измеренное без масла, покажет увлажненность изоляции обмоток и необходимость дополнительной подсушки активной части, а величина tgδ кроме этого укажет на степень загрязненности обмоток остатками шлама, силикагеля или какого-нибудь ворса в каналах или на торцах обмоток. В таблице 1 приводятся нормы допустимых значений изоляционных характеристик изоляции обмоток в зависимости от температуры обмоток. Таблица 1

Характеристика изоляции	Допускаемые значения при температуре обмоток, ° С
	10	20	30	40	50	60	70
R60, МОм	450	300	200	130	90	60	40
С2/С50	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8
tgδ, %	2,5	3,5	5,5	8,0	11,0	15,0	20,0

Испытание главной изоляции трансформатора повышенным приложенным напряжением является самым ответственным испытанием. Оно является обязательным приемо-сдаточным испытанием и проводится 1 раз на окончательно собранном и залитом маслом трансформаторе. Изоляцию обмоток испытывают вместе с вводами от постороннего источника переменного тока через специальный однофазный испытательный трансформатор, например типа ОМ-33/35. (Для испытания трансформаторов класса напряжения до 10 кВ вместо него успешно применяют измерительные трансформаторы напряжения типа НОМ-35.) Величина испытательного напряжения зависит от класса напряжения ремонтируемого трансформатора и вида его ремонта и приведена в таблице 2. Таблица 2

Вид ремонта	Испытательное напряжение при классе напряжения обмоток ВН, кВ
	до 1	3	6	10
С заменой обмоток	5,0	18,0	25.0	35.0
Без замены обмоток	4,2	15,3	21,2	29,8

Испытывают обе обмотки трансформатора, сначала, как правило, НН, а затем — ВН. Все три ввода испытуемой обмотки соединяют между собой и через предохранитель подключают к высоковольтному вводу испытательного трансформатора, а вводы другой обмотки и бак трансформатора заземляют. Испытательное напряжение поднимают плавно и выдерживают в течение 1 мин. В это время испытуемый трансформатор прослушивают. Допускаются слабые частичные разряды, сопровождающиеся потрескиванием внутри трансформатора, возможны отдельные разряды в первой половине минуты, которые потом прекращаются. По истечении 1 мин, если не произошло пробоя, испытательное напряжение снижают до нуля и считают, что трансформатор выдержал испытание. Электрические испытания трансформаторного масла заключаются в испытании электрической прочности (на пробой) и измерении tgδ. Испытание на пробой масла производят несколько раз: из бака перед сливом из трансформатора, поступившего в ремонт, чтобы в зависимости от его состояния слить масло в ту или иную емкость; из крана маслоочистительной установки в процессе контроля качества сушки, перколяции или регенерации масла; непосредственно перед заливкой в бак отремонтированного трансформатора хорошего масла из емкости и после отстоя масла в баке при приемо-сдаточных испытаниях. Измерение tgδ масла из каждого отдельного трансформатора не производят, а выполняют его централизованно при подготовке больших порций масла при сомнительных результатах испытания на пробой и сокращенного химического анализа. Для измерения пробивного напряжения масла применяют специальные маслопробойные аппараты разных типов (например, АИМ-80). Пробивное напряжение масла из емкости должно быть не менее 30 кВ, а из бака трансформатора — не менее 25 кВ.

Проверка электрических параметров трансформатора

После восстановительного ремонта трансформатора необходимо убедиться в сохранении его электрических параметров. При ремонте с заведомо обусловленным изменением параметров испытания проводят для определения и включения их в паспортные данные. К этим испытаниям относятся: проверка коэффициента трансформации; определение схемы и группы соединений обмоток; измерение тока и потерь холостого хода; измерение напряжения и потерь короткого замыкания. Первые два испытания проводят на трансформаторе 2 раза: вначале при сборке активной части, когда соединения обмоток уже смонтированы, но еще не спаяны, с тем чтобы избежать ошибок в дальнейшем при пайке схемы, и второй раз при окончательных приемо-сдаточных испытаниях после ремонта. Существует несколько методов этих испытаний, допускаемых ГОСТ 3484-65: с помощью моста, образцовым трансформатором с помощью специальных приборов — фазометра, группомера и методом постоянного тока. Каждый из этих методов удобно применять при массовых испытаниях трансформаторов, они разработаны для поточного производства трансформаторов на заводах. В условиях же ремонта даже при большом числе ремонтируемых трансформаторов самым удобным методом проведения испытаний, обеспечивающим достаточную точность, является метод двух вольтметров. Для определения коэффициента трансформации к одной из обмоток (чаще ВН) подводят симметричное трехфазное напряжение не менее 2% номинального (для трансформаторов 10 кВ—220 В) и между каждой парой вводов измеряют напряжения двумя вольтметрами — одним на стороне ВН, а другим — НН, а затем вычисляют коэффициенты трансформации в зависимости от группы соединения обмоток по соответствующей формуле. Можно измерять напряжения и пофазно при однофазном питании. Каждое измерение выполняют на всех положениях переключателя ответвлений. Вычисленный коэффициент трансформации не должен отличаться от расчетного более чем на 0,5%, а на одних и тех же ответвлениях на разных фазах отклонения не должны превышать 2%. Для проверки группы соединения обмоток соединяют закороткой вводы ВН и НН одной из фаз (принято соединять А и а) и к вводам ВН подают трехфазное симметричное напряжение 380/220 или 220/127 В. Одним вольтметром измеряют напряжение между вводами В и С, а другим, более точным, делают три замера: В — в, С — в и В — с. Сопоставляя результаты всех измерений, определяют группу соединений обмоток. Если все напряжения, измеренные вторым вольтметром, будут меньше напряжения питания, то группа соединения обмоток нулевая, а если напряжение С — в будет равно напряжению питания, а остальные меньше, то группа соединения одиннадцатая. Измерение тока и потерь холостого хода называется опытом холостого хода. Опыт холостого хода иногда проводят также как промежуточное испытание после полного ремонта магнитопровода. При приемо-сдаточных испытаниях этот опыт проводят почти всегда. Опыт холостого хода, как следует из его названия, состоит в том, что на одну из обмоток трансформатора (как правило, НН) подается номинальное напряжение, а другая обмотка остается разомкнутой. Ток, который течет по питаемой обмотке, вызывается потерями в стали магнитопровода, его называют током холостого хода и измеряют в процентах к номинальному току в этой обмотке. Включая в эту цепь ваттметры, измеряют потери холостого хода в единицах активной мощности. Схемы для указанного опыта применяют различные, самая распространенная в условиях ремонта — схема двух ваттметров. Опытом короткого замыкания называют измерение напряжения и потерь короткого замыкания. Это испытание проводят только 1 раз — для определения изменившихся параметров трансформатора, являющихся паспортными данными. Потери короткого замыкания — это потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, они в несколько раз превышают потери холостого хода и определяют экономичность трансформатора, его к. п. д. Напряжение короткого замыкания — очень важный параметр, он определяет способность данного трансформатора работать параллельно с другим трансформатором. При ремонте с заменой обмоток эти параметры изменяются довольно существенно, иногда в большую, а иногда в меньшую сторону. При ремонте без замены обмоток, если схема соединений обмоток не демонтировалась, опыт короткого замыкания теряет свой смысл, в этом случае он в объем обязательных испытаний не входит. Опыт короткого замыкания заключается в том, что одна из обмоток трансформатора, обычно НН, замыкается накоротко, а к другой подводится такое напряжение, при котором в обмотках устанавливаются номинальные токи. Это напряжение обычно не превышает 8% номинального, но так как точно оно не известно, то и токи точно номинальными не будут. Обычно используют то напряжение, которым располагают, а потом пересчитывают результаты измерений на номинальный ток. Допускается проводить опыт и при пониженном токе, но не менее чем 25% номинального; в условиях ремонта он особенно приемлем, так как гораздо безопаснее и обеспечивает достаточную точность измерений. Схемы опыта короткого замыкания аналогичны схемам опыта холостого хода. Но обработка результатов сложнее: кроме указанного пересчета на номинальный ток проводится обязательно пересчет на температуру 75° С. Измеренные параметры холостого хода и короткого замыкания сравнивают с заводскими или расчетными данными. Потери холостого хода не должны их превышать более чем на 15%, ток холостого хода более чем на 30%, потери короткого замыкания более чем на 10%, а напряжение короткого замыкания не должно отличаться более чем на 10%. Для старых трансформаторов (ГОСТ 401-41), потери холостого хода не должны превышать заводские данные более чем на 22%.

Проверка качества ремонта трансформатора

Каждое из контрольных испытаний свидетельствует о качестве выполненного ремонта в целом или о правильности выполнения отдельных операций. Особенно это относится к опытам холостого хода и короткого замыкания, а также к испытанию главной изоляции повышенным приложенным напряжением. Испытаниями, которые подводят итог всем выполненным работам в комплексе и выявляют не только те дефекты, которые остались в трансформаторе после ремонта, но и те, которые образовались при выполнении электрических испытаний при ремонте, являются измерение сопротивления обмоток трансформатора постоянному току и троекратное включение трансформатора толчком на номинальное напряжение. Измерение сопротивления обмоток постоянному току желательно проводить дважды: как промежуточное испытание после запайки схемы, установки на активную часть переключателя ответвлений и монтажа регулировочных отводов (это может быть выполнено до или после сушки) и как приемо-сдаточное после всех обязательных испытаний. В этом случае функции этих двух испытаний разделяются. Первым испытанием проверяется качество паек, контактов, отсутствие обрывов проводов и других дефектов в токопроводящих элементах, а вторым — общее состояние трансформатора после ремонта. Одно из испытаний, как правило, первое, проводят на всех обмотках, а на обмотке ВН — на всех положениях переключателя ответвлений. Если при втором испытании повторяются результаты первого с незначительным разбросом, то его допускается проводить не в полном объеме. Можно измерять как линейное, так и фазное сопротивления обмоток. Если при наличии нулевого ввода измеряют линейные сопротивления, то дополнительно измеряют одно из фазных сопротивлений. Технологически это испытание несложное. В условиях ремонта достаточно высокой точности можно добиться применением одного из двух распространенных методов: метода падения напряжения (метод амперметра и вольтметра постоянного тока) и метода непосредственного измерения сопротивления специальным прибором (омметром или мостом постоянного тока). Сопротивления одноименных обмоток разных фаз на одном регулировочном ответвлении не должны отличаться друг от друга более чем на 2%, — это критерий исправности трансформатора. Абсолютное значение сопротивления не нормируется. Но иногда оно требуется для определения средней температуры обмоток трансформатора или для выделения добавочных потерь из общих потерь короткого замыкания. Поэтому в протокол оно записывается и при необходимости приводится к температуре 75°С, как и потери короткого замыкания. Испытание трансформатора включением толчком на номинальное напряжение является не обязательным, но при возможности его следует провести. На заводе-изготовителе у каждого трансформатора проводят испытание электрической прочности изоляции индуктированным напряжением, с помощью которого проверяют продольную изоляцию обмоток между витками, слоями, отдельными катушками и фазами. В комплекс обязательных испытаний трансформатора при ремонте такое испытание не входит, и эти элементы остаются неиспытанными, об их исправности можно судить лишь косвенно, по результатам других испытаний. Резкое включение трансформатора на номинальное напряжение и резкое отключение в какой-то степени заменяет это испытание и не требует сложного специального оборудования. Кроме того, это испытание показывает, как ведет себя трансформатор непосредственно в действии, хотя бы в режиме холостого хода. Электрические испытания трансформаторов связаны с применением высокого напряжения, с открытым низковольтным оборудованием, с применением временных схем, лабораторных электроизмерительных приборов и коммутационной аппаратуры. Поэтому персонал, выполняющий эти работы, обязан знать и неукоснительно соблюдать все правила техники безопасности.

Нормы приемо-сдаточных испытаний трансформаторов / Справка / Energoboard

Объем приемо-сдаточных испытаний.

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторов включает следующие работы

1. Определение условий включения трансформаторов.
2. Измерение характеристик изоляции.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
   • изоляции обмоток вместе с вводами;
   • изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок (производят в случае осмотра активной части).
4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
5. Проверка коэффициента трансформации.
6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
7. Измерение тока и потерь холостого хода:
   • при номинальном напряжении;
   • при малом напряжении.
8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы.
9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.
10. Проверка системы охлаждения.
11. Проверка состояния силикагеля.
12. Газировка трансформаторов.
13. Испытание трансформаторного масла.
14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.
15. Испытание вводов.
16. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75.

При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14.

Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

Определение условий включения трансформаторов.

Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией «Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» (РТМ 16.800.723-80). Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов.

1-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.

Условия включения без сушки трансформаторов этой группы:

а) уровень масла — в пределах отметок маслоуказателя;
б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;
в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 — 6 табл. 2.14;
г) если условие «а)» не соблюдено, но обмотки трансформатора и переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия «б)» или «в)», но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 2.1.

Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций:
для трансформаторов мощностью до 100 кВ А

1.  «а», «б»;
2.  «б», «г»;
3.  «а», «г»;

для остальных трансформаторов 1-й группы

1.  «а», «б», «в»;
2.  «б», «в», «г»;
3.  «а» «в» «г»;
4.  «а», «б», «г».

Для трансформаторов мощностью до 100 кВ А включительно достаточно провести испытание масла только на пробивное напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

Таблица 2.1. Допустимые значения характеристик изоляции обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом

Характеристика изоляции	Мощность трансформатора, кВА	Температура обмотки, °С
		10	20	30	40	50	60	70
Наименьшее допустимое сопротивление изоляции R60, МОм
	≤ 6300	450	300	200	130	90	60	40
	≥ 10000	900	600	400	260	180	120	80
Наибольшее допустимое значение tgδ	≤ 6300	1,2	1,5	2,0	2,5	3,4	4,5	6,0
	≥ 10000	0,8	1,0	1,3	1,7	2,3	3,0	4,0
Наибольшее допустимое значение отношения С2 /C50	≤ 6300	1,1	1,2	1,3	—	—	—	—
	≥ 10000	1,05	1,15	1,25

2-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ А до 6300 кВ А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.
Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б) значение R60 должно соответствовать табл. 2.1.

3-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000 кВ А и более, транспортируемые с маслом без расширителя.

Условия включения трансформаторов этой группы без сушки:
а) трансформатор должен быть герметичным;
б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 — 6 табл. 2.14;
в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 2.1 или значения R60 и tgδ, приведенные к температуре изоляции при измерении этих характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе.

4-я – 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа).
Для трансформаторов 4 — 6 групп производятся следующие измерения характеристик изоляции:

1. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения.
2. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом.
3. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения трансформаторов 4-й – 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться «Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 — 500 кВ» (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе.
В соответствии с инструкциями «Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей» (ОАХ 458.003-70) и «Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 — 500 кВ» (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в одном из следующих случаев:

• при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;
• если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;
• если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;
• если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;
• если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;
• если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 2.1.

Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

 

Методика испытаний электромагнитных трансформаторов напряжения

1. Измерение сопротивления изоляции

Выводы вторичных обмоток (две и более) и корпус  трансформатора напряжения должны быть объединены, заземлены и присоединены к выводу «земля» мегаомметра. Вывод «Л» прибора присоединяется к выводу обмотки высокого напряжения «А» или «Х».

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится на каждой обмотке относительно корпуса и присоединенных к нему остальных обмоток. Вывод «Л» мегаомметра присоединяется к выводам проверяемой обмотки, а вывод «земля» к выводам остальных обмоток, соединенных с корпусом трансформатора  и заземленных.

Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится мегаомметром на напряжение 1000 В.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее при введенных в табл. 8.1. РД 34.45-51.300-97.

 

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	Основная изоляция	Вторичные обмотки	Связующие обмотки
3-35110-500	100300	50 (1)50 (1)	11

 

В скобках изоляция с подключенными вторичными цепями.

 

2. Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц.

 

Испытание изоляции обмотки ВН промышленным напряжением 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение. Продолжительность испытания трансформаторов напряжения 1 мин.

Значения испытательных напряжений промышленной частоты для измерительных трансформаторов.

Класс напряжений, кВ	Испытательное напряжение, кВ
	Для измерительных трансформаторов напряжения с нормальной изоляцией	Для измерительных трансформаторов напряжения с облегченной изоляцией
36 10 15 20 35 110	21,628,8 37,8 49,5 58,5 85,5 180,0	11,018,9 28,8 43,2

 

Испытание изоляции вторичных обмоток производится совместно с присоединенным к ним цепями напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

 

3. Проверка полярности выводов (у однофазных) или группы соединения (у трехфазных) измерительных трансформаторов.

Проводится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнение в достоверности этих данных. Полярность и группа соединений должны соответствовать паспортным данным. Методика определения полярности и группы соединения описана в методике М 1 «Приемо-сдаточные испытания силовых трансформаторов».

«Плюс» батареи поочередно подключается на все три вывода обмотки высокого напряжения. «Минус» батареи постоянно подключен к нулевому выводу. При правильной полярности во всех случаях отклонения гальванометра будет в одну и ту же сторону.

Измерение тока холостого хода.

Измерение тока холостого хода у трансформаторов напряжения производят со стороны вторичной обмотки при номинальном напряжении. Ток холостого хода не нормируется, однако увеличение тока холостого хода свидетельствует о неисправности трансформатора. Для трехфазных трансформаторов напряжения определяется среднее значение тока холостого хода.

 

5. Фазировка трансформаторов напряжения.

Фазировка трансформаторов напряжения осуществляется перед включением их на параллельную работу. При фазировке должна быть установлена электрическая связь между фазируемыми цепями. Такой связью может быть заземление нулевого вывода. Проводится измерение подведенных для фазировки напряжений и их симметричность. При несимметрии фазировка прекращается. Измеряются напряжения между каждым выводом одного трансформатора напряжения и всеми выводами другого методом вольтметра.

По результатам замеров строятся векторные диаграммы фазируемых напряжений и определяется возможность параллельной работы.

 

6. Измерение напряжения небаланса.

Измерение напряжения небаланса и правильность включения дополнительной обмотки у трансформаторов напряжения, соединенных по схеме разомкнутого треугольника, производят при помощи высокоомного вольтметра. При симметрии первичных напряжений на трансформаторе напряжения, работающем на холостом ходу, это значение не должно превышать 8 В. Для проверки наличия напряжения 3 U₀ у пятистержневого трансформатора напряжения имитируют однополюсное короткое замыкание путем отключения одной из фаз первичной обмотки. Вывод первичной обмотки, отключенный от сети должен заземляться.

 

7. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится у связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 20 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре заводских испытаний. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

Измерения производятся мостом Р 333.

 

8. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции первичных обмоток производится для измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше. Методика измерений тангенса угла диэлектрических потерь подробно описана в методике испытания силовых трансформаторов.

Средние опытные значения tg d обмоток трансформаторов напряжения.

 

Номинальное напряжение испытываемой обмотки, кВ	tg d, % при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60
10 и ниже35 110	42,8 1,8	5,54 2,5	7,55,5 3,5	108 5	1411 7	1916 10

 

8. Испытание трансформаторного масла.

Испытание трансформаторного масла производится у трансформаторов напряжения 35 кВ и выше.

Испытаниям подлежат следующие показатели качества масла:

—          минимальное пробивное напряжение;

—          содержание механических примесей;

—          содержание взвешенного угля;

—          кислотное число;

—          реакция водной вытяжки;

—          температура вспышки.

У трансформаторов напряжения, имеющих повышенное значение tg d изоляция обмоток, производится также испытание масла на тангенс угла диэлектрических потерь.

У измерительных трансформаторов ниже 35 кВ проба масла не отбирается, а при браковочных результатах профилактических испытаний изоляции производится полная замена трансформаторного масла.

НТД и техническая литература:

• Межотраслевые правила по охране труда (ПБ) при эксплуатации электроустановок. ПОТ Р М — 016 — 2001. — М.: 2001.
• Правила устройства электроустановок Глава 1.8 Нормы приемосдаточных испытаний Седьмое издание
• Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое с изменениями и дополнениями — М.:НЦ ЭНАС, 2004.
• Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций/ под ред. Мусаэляна Э.С. -М.:Энергия, 1979.
• Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. — М.: ОРГРЭС, 1997.

Испытание трансформаторов перед вводом в эксплуатацию

После окончания сборки (монтажа) трансформатора производят испытания, в объем которых входят практически все низковольтные испытания, проводимые на заводе-изготовителе. Сравнение результатов испытаний с заводскими, в определенной степени, позволяет оценить качество монтажных работ.

Проводятся следующие испытания трансформаторов:
1. Испытание на маслоплотность.
Испытание трансформаторов с пленочной защитой производят путем создания внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа (0,1 кГс/см2). Испытания остальных трансформаторов производят избыточным давлением азота 10кПа в надмасленом пространстве расширителя. Температура масла в баке при испытании должна быть не ниже 20°Сдля трансформаторов 220—750 кВ и не ниже 10°С для трансформаторов 110—150 кВ. Длительность испытания не менее 3 часов.
Воздухоосушитель на время испытания должен быть отсоединен.
Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном осмотре отсутствует течь масла.
2. Проверка характеристик масла
В баке масло проверяется на соответствие требованиям Объем проверок и требований к трансформаторному маслу, а в баке контактора на соответствие требованиям инструкции на устройства РПН.
3. Измерение потерь холостого хода при малом напряжении по схемам, по которым производилось измерение на предприятии-изготовителе, в соответствии с ГОСТ-3484— 77, раздел 5. Значение и частота напряжения должны соответствовать паспортным.
Измерение потерь холостого хода производится в начале всех испытаний и измерений до подачи на обмотки трансформатора постоянного тока (измерения сопротивления обмоток постоянному току, прогрев обмоток постоянным током, измерения сопротивления изоляции обмоток).
Для трехфазных трансформаторов соотношение потерь не должно отличаться от паспортных потерь более чем на 5 %, для однофазных трансформаторов отличие полученных потерь от паспортных должны быть не более 10 %.
4. Проверка устройств РПН и ПБВ проводится, руководствуясь соответствующей инструкцией.
5. Проверка коэффициента трансформации выполняется на всех ступенях переключения в соответствии с разделом 2 ГОСТ 3484—87. Измеренные коэффициенты трансформации не должны отличаться более чем на 2% от коэффициентов, рассчитанных по номинальным напряжениям.
6. Измерения сопротивления обмоток постоянному току, на соответствие указанным в паспорте трансформа юра. Перед измерением необходимо провести не менее 3-х циклов переключения устройств РПН или ПБВ. Значения сопpoтивлений трехфазных трансформаторов, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре не должны отличаться друг от друга более чем на 2 9с.
Сопротивления обмоток однофазных трансформаторов постоянному току не должны отличаться более чем на 5 % от значений, указанных в паспорте трансформатора.
При оценке результатов измерений сопротивлений обмоток постоянному току, температура обмоток определяется в соответствии с ГОСТ 3484-87.
7. Измерение характеристик изоляции (R, tga) трансформатора и их оценка в соответствии с приложением Контроль и оценка состояния изоляции трансформаторов перед вводом в эксплуатацию.
8. Испытание изоляции обмоток с номинальным напряжением до 35 к В выполняется при воздействии одноминутным напряжением промышленной частоты, равным 90% от испытательного, указанного в паспорте.
9. Испытание изоляции обмоток индуктированным напряжением 50 Гц величиной не более 1,3 номинального тока при выдержке в течение 20 с. При этом вводы нейтрали, имеющие меньшую изоляцию, чем линейные, должны быть заземлены
10. Испытание и наладка системы охлаждения — в соответствии с инструкцией.
11. Наладка газовой защиты трансформатора. Работа газового реле, установленного на трансформаторах с пленочной защитой, проверяется в соответствии с инструкцией на газовые реле. Не допускается проверка работы газового реле путем нагнетания в него воздуха. Заполнение газового реле маслом производиться при медленном открывании запорной арматуры со стороны расширителя. При этом пробка для выпуска газа из реле должна быть открыта.
Значение уставки газового реле должна соответствовать требованиям эксплутационной документации на трансформатор. При отсутствии в эксплутационной документации указаний, следует принять уставку, соответствующую максимальной чувствительности, исключающей срабатывание реле при пуске и остановке насосов системы охлаждения.
12. Испытания изоляции между токоведущими и заземленными частями цепей осуществляется с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном, датчиками температуры и установленными термометрами манометрическими — напряжением 1000В, 50 Гц в течение одной минуты, при отсоединенных разъемах термометров манометрических. Испытания изоляции термометров манометрических производится напряжением 750 В, 50 Гц в течение 1 мин.
13. Проверка установленных трансформаторов тока и отсечного клапана в соответствии с инструкцией.

Для мощных высоковольтных трансформаторов целесообразно проведение некоторых дополнительных испытаний.
• Плотность допускается проверять путем создания повышенного давления при температуре, близкой к максимальной рабочей температуре трансформатора, когда вязкость масла понижена.
• Анализ растворенных в масле газов позволяет получить не только начальную информацию для последующего сопоставления в эксплуатации, но и обнаружить возможный перегрев масла, вследствие дефекта в маслонагревателях либо из-за повреждения масляных насосов.
• Проверку характеристик масла целесообразно проводить на пробах, взятых в условиях, когда вероятность загрязнения после заливки масла в бак наибольшая, например, после прогрева трансформатора с системами охлаждения М (ONAN) и МД (ONAF), или даже при специальном перемешивании масла в таких трансформаторах, а также при перемешивании масла собственными насосами в трансформаторах с системой охлаждения МЦ (OFAF) и НМЦ (ODAF). Влагосодержание масла следует определять после прогрева трансформатора до максимальной рабочей температуры. Это позволит лучше оценить состояние всей изоляции трансформатора.
• Испытания маслозаполняемых высоковольтных вводов дополняются анализом газов, растворенных в масле: при испытаниях изоляции ввода одноминутным напряжением на заводе могут иметь место слабые частичные разряды и образование газов (главным образом водорода). Газы очень медленно — до нескольких месяцев — диффундируют в масло и образуют начальную концентрацию, могущую вызвать неправильную оценку состояния ввода в эксплуатации. Полезная информация о состоянии масла и поверхностных слоев остова ввода может быть получена с помощью снятия температурной зависимости tgδ изоляции измерительной обкладки.
• Измерения пускового тока двигателя масляных насосов при их запуске в холодное время года позволяют обнаружить недопустимую перегрузку и предотвратить их повреждение при эксплуатации.
• Измерение сопротивления постоянному току контактов контакторов устройств РПН для получения первоначальной информации с целью контроля в эксплуатации.
• Измерение характеристик изоляции (R, tgδ) может быть более эффективным при учете влияния параметров масла и особенностей конструкции трансформатора. Например, загрязнение отдельных частей изоляции, увлажнение масла, увлажнение переключателя, загрязнение масла в контакторе и т. д.