Методика испытания и измерения силовых трансформаторов. Испытание трансформатора

Проведение испытаний силового трансформатора по низкой стоимости от электролаборатории Технопром Замер

В соответствии с Правилами устройства электроустановок все силовые трансформаторы подвергаются испытаниям. Они производятся периодически в процессе эксплуатации, при вводе оборудования в работу, а также после возникновения аварийных ситуаций. Лаборатория «Технопром-Замер» выполняет комплексные испытания силовых трансформаторов с применением современного оборудования, гарантирующего высокую точность проводимых исследований. При этом проверяется соответствие оборудования данным, предоставленным заводом-производителем, и изменение его характеристик в процессе эксплуатации, соответствие их требованиям нормативных документов. Результаты испытаний оформляются протоколом установленной формы.

Виды проводимых испытаний

• Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
• Замер характеристик изоляции.
• Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
• Изучение условий ввода оборудования в эксплуатацию.
• Замер потерь на холостом ходу.
• Определение коэффициента трансформации на каждом ответвлении.
• Фазировка.
• Проверка полярности выводов однофазных и групп соединения трёхфазных трансформаторов.
• Испытание на пробой трансформаторного масла.
• Включение толчком на рабочий режим.

Порядок проведения измерений

Перед началом работы производится визуальный осмотр оборудования и ознакомление с его технической документацией. Затем производятся в полном объёме организационно-технические мероприятия по подготовке рабочих мест в действующих электроустановках. Проверяется исправность и работоспособность измерительной аппаратуры, после чего осуществляются испытания в соответствии с ПУЭ гл. 1.8, пункт 1.8.16.

Стоимость испытания трансформаторов

Тип трансформаторов (мощность, кВА) Стоимость испытаний Дополнительные услуги

ТМ(Г)-25\10	2800 руб.
ТМ(Г)-40\10	15000 руб.
ТМ(Г)-63\10	16000 руб.
ТМ(Г)-100\10	17000 руб.
ТМ(Г)-160\10	18000 руб.
ТМ(Г)-250\10	19000 руб.
ТМ(Г)-400\10	20000 руб.
ТМ(Г)-630\10	21000 руб.
ТМ(Г)-1000\10	22000 руб.
ТМ(Г)-1600\10	22500 руб.
Испытание трансформаторного масла на пробой без отбора пробы	5000 руб.
Испытание ТП – выключатель нагрузки, ошиновка (без трансформатора)	6500 руб.
Испытание ТП с одним трансформатором, КТП	16000 руб.
Испытание ТП с двумя трансформаторами, 2 КТП	28500 руб.
Испытание ТП с двумя трансформаторами (блочного типа) ,2БКТП	31000 руб.
Испытание повышенным напряжением РУ (1 с.ш.)	5500 руб.
Испытание повышенным напряжением трансформатора напряжения	3500 руб.
Испытание повышенным напряжением трансформатора тока	2500 руб.

Более точная стоимость работ будет определена после выезда инженера электролаборатории на объект, либо рассмотрения однолинейных схем, проектной документации электроснабжения объекта. Заказать услугу, получить бесплатную консультационную помощь и ответы на все интересующие Вас вопросы можно по телефону: 8 (495) 003-98-83

Последовательность проверки силовых трансформаторов

1. Замер характеристик изоляции трансформаторов выполняется при температуре не менее +10 °С. Перед выполнением работы поверхности трансформатора и изоляторы тщательно очищаются от загрязнений. Порядок выполнения испытаний указан в таблице №1.

Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов

Таблица 1

Трансформаторы с двумя обмотками		Трансформаторы с тремя обмотками
Измеряемые обмотки	Заземлённые части	Измеряемые обмотки	Заземлённые части
ННВН ВН+НН	Бак, ВНБак, ННБак	НН СН ВН ВН+СН ВН+СН+НН	Бак, СН, ВН Бак, ВН, НН Бак, НН, СН Бак, НН, Бак

При проведении испытаний выводы обмоток одного напряжения соединяются. Выводы остальных обмоток и трансформаторный бак надёжно заземляются. В начале испытаний замеряют R15 и R60 для вычисления коэффициента абсорбции, после чего производится определение остальных параметров изоляции трансформатора.

В давно отключенных и остывших трансформаторах температуру изоляции считают равной температуре масла в верхних слоях бака. В сухих трансформаторах температура измеряется с помощью термометра, помещённого в термосигнализатор.

Измерение сопротивления изоляции производится мегаомметром 2500В, имеющим максимальный предел измерения не менее 10000 МОм. Очерёдность подключения выводов прибора определяется таблицей №1 и рисунком №1.

До начала выполнения замеров обмотки, подвергающиеся испытаниям в обязательном порядке, заземляются минимум на 2 минуты для удаления ёмкостного заряда. После подключения выводов мегаомметра согласно рисунка, рукоятка вращается со скоростью около двух оборотов в секунду, а на 15 и 60 секунде производится фиксация показаний стрелки. В соответствии с полученными значениями вычисляется коэффициент абсорбции R60 /R15, где:

R60 – показатель сопротивления изоляции, полученный по истечении минуты с начала испытаний, то есть одноминутное значение сопротивления изоляции;

R15 - показатель сопротивления изоляции, полученный по истечении пятнадцати секунд с начала испытаний, то есть пятнадцатисекундное значение сопротивления изоляции.

Параметры R60 для вводимых в эксплуатацию трансформаторов с обмотками высокого напряжения до 35 кВ, должны соответствовать параметрам, указанным в таблице №2 для масляных и в таблице №3 для сухих.

Минимально допустимые параметры сопротивления изоляции R60 обмоток

масляных силовых трансформаторов, МОм

Таблица 2

Напряжение трансформатора	Температура обмотки,°С
	10	20	30	40	50	60	70
До 35 кВ мощностью не более 10МВ·А	450	300	200	130	90	60	40

Минимально допустимые параметры сопротивления изоляции R60 обмоток сухих силовых трансформаторов, МОм

Таблица 3

Номинальное напряжение трансформаторов, кВ	Сопротивление изоляции, МОм
до 1от 1 до 6свыше 6	100300500

При возникновении ситуаций, когда происходит расхождение между температурой измеренной при наладке оборудования и указанной в паспорте завода-изготовителя, приведение параметров изоляции производится к наиболее подходящей величине, указанной в документации на данный вид оборудования. Коэффициент абсорбции для трансформаторов напряжением до 35 кВ и мощностью не более 10000 кВ·А при температурах от 10 до 30 °С должен составлять не менее 1,3.

2. Замеры сопротивления обмоток постоянному току.

Данный вид измерений выполняется на каждом ответвлении обмоток с применением омметра «ВИТОК»

или с применением амперметра-вольтметра, подключённого согласно рисунка №2.

Измерение обмоток трансформатора с применением амперметра-вольтметра

Рисунок №2

Для измерения небольшого сопротивления вольтметр подключается непосредственно к выводам трансформатора, одновременно с этим производится замер температуры обмотки. Если масляный трансформатор находится в отключенном состоянии длительное время, температуру измеряют в верхних слоях масла. Полученное по результатам замеров значение не должно иметь более 2% отклонения от среднего значения сопротивления на остальных ответвлениях фаз или указанного в паспорте заводом-изготовителем при условии отсутствия специальных отметок в паспорте изделия.

Сравнение полученных при одной и той же температуре параметров производится по формуле R2= R1 (245+t2) / (245+t1), где:

R1 - параметры сопротивления, полученные при t1;

R2 - параметры сопротивления, полученные при t2.

3. Замер коэффициента трансформации. Выполняется с применением вольтметров, установленных на всех фазах и ответвлениях обмоток согласно рисунку №3.

Схема установки вольтметров при замере коэффициента трансформации

Рисунок №3

Подаваемое напряжение может лежать в границах от 1% номинального до рабочего, указанного на корпусе или в сопроводительной документации. Для замера параметров используется только оборудование с классом точности 0,5. Допускается проведение измерений коэффициента трансформации по фазным напряжениям. При этом испытания допускается производить как при однофазном, так и трёхфазном возбуждении трансформатора. Полученные результаты не должны иметь отклонение более 2% от указанных в паспорте изделия или полученных при измерении на том же ответвлении на других фазах. На трансформаторах с возможностью регулирования числа витков обмотки параметры должны соответствовать значениям ступеней регулировки.

4.Проверка группы соединения обмоток трансформатора.

Работа выполняется при установке оборудования, если отсутствуют заводские данные на угловое смещение векторов линейных напряжений обмотки низкого напряжения относительно векторов линейных напряжений обмотки высокого напряжения или существуют сомнения в правильности указанной информации. Группа соединений должна соответствовать информации указанной на табличке, установленной на корпусе трансформатора и в прилагаемой технической документации. Данная работа может выполняться двумя способами.

Методом двух вольтметров. У испытываемого трансформатора соединяются выводы а и А. К обмоткам ВН подаётся напряжение 220В, после чего поочерёдно измеряется напряжение между выводами фаз с-В, в-С, в-В, рисунок №4. Полученные данные сравнивают с вычисленными по формулам значениями, которые приведены в таблице №4.

Метод двух вольтметров для проверки группы соединения трансформатора

Рисунок №4

Таблица №4

К – линейный коэффициент трансформации.

Если при сравнении расчётные и измеренные параметры напряжений соответствуют друг другу, то группа соединений является правильной.

Методом постоянного тока. Однофазные трансформаторы проверяются подведением к обмоткам ВН постоянного тока от АКБ напряжением до 12 В, при этом в обмотку НН присоединяется гальванометр. В момент подачи напряжения стрелка прибора отклоняется влево при группе соединения 6 или вправо при группе соединения 0.

При работе с трёхфазными трансформаторами к выводам АВ обмотки ВН от аккумуляторной батареи подаётся постоянный ток от 2 до 12 В, а к выводам низкого напряжения ca, bc, ab поочерёдно подключают гальванометр, рисунок №5.

Схема подключения гальванометра.

Рисунок №5

После подачи напряжения отслеживается отклонение стрелки прибора и его показания записываются следующим образом, отклонение влево-минус, вправо- плюс. После этого аналогичным образом подаётся питание на выводы СА и ВС и фиксируются результаты показаний гальванометра, подключенного к выводам ca, bc, ab. Полученная информация сравнивается данными таблицы №5.

Определение группы соединения обмоток трансформатора по показаниям гальванометра

Таблица №5

Подача питания к выводам	Показания стрелки гальванометра, подключенного к выводам
	ав	еc	са	ав	ее	са	ав	ее	са
	Для группы 0			для группы 4			для группы 8
АВ	+	-	-	-	-	-	-	+	-
ВС	-	+	-	+	-	-	-	-	+
СА	-	-	+	-	+		+	-	-
	Для группы 6			для группы 10			для группы 2
АВ	-	+	+	+	+	-	+	-	+
ВС	+	-	+	-	+	+	+	+	+
СА	+	+	-	+	-	+	-	+	+
	Для группы 11			для группы 3			для группы 7
АВ	+	0	-	0	-	+	-	+	0
ВС	-	+	0	+	0	-	0	0	+
СА	0	-	+	-	+	0	+	-	-
	Для группы 1			для группы 5			для группы 9
АВ	+	-	0	-	0	+	0	+	-
ВС	0	+	-	+	-	0	-	0	+
СА	-	0	+	0	+	0	+	-	0

5. Испытание повышенным напряжением.

Высоковольтные испытания маслонаполненных трансформаторов с использованием переменного тока с частотой 50 Гц выполняются после проведения работ со вскрытием бака, замены масла, ремонта обмоток или изоляции. Сухие трансформаторы подлежат испытаниям в обязательном порядке. Испытательное напряжение для различных типов трансформаторов указано в таблице №6. Время проведения испытания составляет 60 секунд.

Таблица №6

6. Измерение потерь и тока холостого хода.

Данный вид работ выполняются на трансформаторах с мощностью свыше 1000 кВа. Испытательное напряжение подключается со стороны вводов НН, его величина должна соответствовать протоколу заводских испытаний, но не свыше 380В. Потери холостого хода в трёхфазных трансформаторах замеряют при однофазном возбуждении, в соответствии со схемой предоставленной производителем. У трансформаторов с напряжением на вторичной обмотке 0,4 кВ, потери холостого хода при рабочем напряжении замеряются с использованием вольтметров и амперметров, подключенных в соответствии с рисунком №6.

Измерение потерь и тока холостого хода

Рисунок №6

При проведении испытаний напряжение подаётся на низковольтную обмотку, при этом высоковольтная оставляется разомкнутой. За подводимое напряжение допускается принимать линейное напряжение на зажимах а – с. При этом производится замер величины холостого хода Iхх и мощность Рхх. Потери и ток холостого хода рассчитываются по следующей формуле:

Iхх = (Ia + Iв + Iс)/3; Pхх = Рав + Рвс

Данные, полученные при измерении и вычислении, сравниваются с указанными в заводской документации. При расхождении полученных результатов более чем на 10%, производится поиск и устранение неисправностей, после чего провести повторные испытания.

При замере холостого хода к любой из обмоток НН при разомкнутых остальных обмотках подают рабочее напряжение номинальной частоты, а при проведении испытаний трехфазных трансформаторов, кроме этого, практически симметричное. Ток холостого хода трехфазного трансформатора Iх х. определяют как среднеарифметическое значение токов трех фаз и выражают в процентах от номинального тока Iн.

Ix.x.=(Iизм/Iн)x100

Если в процессе испытаний напряжение было ниже рабочего, ток и потери холостого хода приводят к номинальному напряжению путем экстраполяции кривых потерь и тока холостого хода.

Работы по измерению потерь, возникающих на холостом ходу трансформатора, возможно проводить напряжением 5-10% от номинального. Измеряют подводимое напряжение U1 и суммарную мощность Ризм., потребляемую испытуемым трансформатором и измерительными приборами.

Затем рассчитывают мощность, потребляемую оборудованием Рпр. Потери в трансформаторе Р10 при U1 вычисляют по формуле :

Р10= Ризм - Рпр

Потери холостого хода приводятся к номинальному напряжению по формуле:

Р0=Р10(Uн / U1)n

где Ро - потери на холостом ходу при рабочем напряжении Uн, n - показатель степени, имеющий примерные значения (при возбуждении трансформатора напряжением 5-10 % номинального), для трансформаторной стали горячего проката - 1,8, для трансформаторной стали холодного проката-1,9. Разница между полученными данными о возникающих потерях не должна превышать 10% по отношению к заводским показателям.

7. Фазировка трансформаторов

Перед включением оборудования в параллельную работу в обязательном порядке производится его фазировка. При этом выполняется замер величины пофазного напряжения и его симметрии. При выявлении не симметрии работы по фазировке останавливаются до устранения причин несовпадения фаз.

Для обеспечения бесперебойной параллельной работы силовых трансформаторов необходимо обеспечить:

• правильную фазировку включенных в параллель трансформаторов;
• одинаковое положение устройств регулировки напряжения, анцапф и РПН;
• одинаковые коэффициенты трансформации, напряжения КЗ группы соединения обмоток.

8. Пробное включение оборудования толчком на рабочее напряжение.

Перед проведением данного испытания необходимо убедиться в исправном состоянии защитных и блокирующих устройств. Проверить работоспособность блокировки выключателей, проверить температуру устройств на всех установленных термометрах, проверить наличие и уровень трансформаторного масла в расширительном бачке, убедиться в исправности его соединения с баком. Открыть кран маслопровода газового реле и убедиться в отсутствии в нём воздуха.

Убедиться в правильной установке устройства регулировки напряжения (анцапфы). Проверить трансформатор на отсутствие течи масла, наличие и правильность заземления бака, отсутствие забытых предметов на крышке трансформатора. Осмотреть разрядники, подключенные к линейным выводам (при их наличии).

Пробное включение оборудования выполняется со стороны установленной защиты, что позволит при необходимости быстро вывести из работы трансформатор. Цепь сигнальных контактов газовой защиты подключить на отключение. Подать рабочее напряжение на трансформатор не менее чем на 30 минут для наблюдения за его работой и прослушивания на предмет выявления нехарактерных для его работы звуков.

Убедившись в работоспособности трансформатора, его отключают от напряжения, после чего несколько раз производится толчковая подача рабочего напряжения для настройки защиты от скачков намагничивающего тока. После окончания испытаний оформляется протокол, трансформатор ставится под рабочую нагрузку и сдаётся в эксплуатацию.

Порядок проведения работ

• Выполнение в полном объёме организационных мероприятий согласно Правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок, глава 4 пункт 4.1, глава 5 пункт 5.1
• Выполнение в полном объёме технических мероприятий, в том числе отключение подачи электроэнергии сторонними организациями.
• Поочерёдное отключение питания со стороны подачи высокого напряжения с созданием видимого разрыва, отключение рубильников и автоматов со стороны низкого напряжения, обязательная проверка отсутствия напряжения.
• Выполнение необходимых измерений и испытаний.
• Оформление технической документации.

Наши преимущества

Опытные инженера

• Наши сотрудники имеют многолетний опыт испытаний и измерений.

Полная отчетность

• Мы предоставим полную картину по проверяемому оборудованию

Профессионализм и опыт

• Немногие компании детально разбираются в нюансах электроизмерений

Современное оборудование

• Производим измерения современным оборудованием, это позволяет получить высокое качество и увеличить скорость измерений

Бесплатная консультация

• Наши специалисты проконсультируют по любым вопросам.

Работы по испытанию силовых трансформаторов проводятся квалифицированными специалистами, имеющими соответствующий допуск и группу по электробезопасности, кроме того, своевременно проведенные электроизмерения помогают избежать аварии, выхода из строя электрооборудования и выявить дефекты на раннем этапе. Ознакомиться с ценами, получить консультацию, заказать услугу можно по указанным на сайте телефонам.

t-zamer.ru

Методика испытания и измерения силовых трансформаторов

I. Общая часть.

1. Цель работы.

Целью проведения пуско-наладочных работ на силовых трансформаторах является проверка возможности включения трансформаторов в работу без предварительной ревизии и сушки, а также соответствия их характеристик данным заводов-изготовителей.

 

2. Техника безопасности.

Испытания и измерения силовых трансформаторов может производить бригада в составе не менее 2 человек из лиц ЭТЛ. Производитель работ при высоковольтных испытаниях должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV, а остальные не ниже III группы. Работы проводятся по наряду с применением защитных средств.

Все выводы трансформатора на время производства работ должны быть закорочены и заземлены. Снимать закоротки и заземление допускается только на время испытаний.

 

3. Техническая оснащенность.

3.1. Средства защиты:

—          переносное заземление;

—          предупредительные плакаты;

—          диэлектрические боты или коврик;

—          диэлектрические перчатки.

3.2. Приборы:

—          мегаомметр электронный Ф 4102/2-М;

—          амперметр Э 526;

—          мост постоянного тока Р 333;

—          испытательная установка АИД-70;

—          вольтметр Э 545.

 

II. Испытания и измерения.

1. Замеры изоляционных характеристик.

Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформатора, проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, целостность маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

Замеры изоляционных характеристик допускается измерять не ранее чем через 12 ч. после окончания заливки трансформатора маслом. Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10 °С у трансформаторов напряжением до 150 кВ, мощностью до 80 МВА.

 

1.1. Сопротивление изоляции.

Характеристики изоляции измеряются по схемам и в последовательности, указанным ниже:

1. НН –ВН + Бак
2. ВН –НН + Бак
3. ВН + НН –Бак

При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяют вместе, остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены.

В начале измеряют R60 и R15, а затем остальные характеристики трансформатора. Сопротивление изоляции трансформатора измеряют по приведенным ниже схемам мегаомметром на 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм.

Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 минут, а между отдельными измерениями не менее чем на 2 минуты.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, мощностью до 10 МВА сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Температура обмотки,  °С  10        20        30        40        50        60        70

R60//, МОм                             450      300      200      130      90        60        40

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30 °С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

До 1 кВ включительно                               –          не менее 100 МОм;

Более 1 кВ до 6 кВ включительно            –          не менее 300 МОм;

Более 6 кВ                                                    –          не менее 500 МОм.

Измерения производятся по схеме, представленной на рис. 1, при соблюдении всех требований техники безопасности, причем рабочая зона должна быть ограждена и вывешены плакаты «СТОЙ, НАПРЯЖЕНИЕ».

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей и прессующих колей относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно обмоток и магнитопровода.

Производится в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегаомметры на напряжение 1000-2500 В.

Измеренные значения должны быть не менее 0,5 МОм.

 

1.2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (см. методику).

Тангенс угла диэлектрических потерь (tg d) в изоляции и емкости обмоток производят при помощи мостов переменного тока (Р-5026) по перевернутой схеме при напряжении 10 кВ. Испытательное напряжение не должно превышать 60 % номинального напряжения испытуемой обмотки (см. методику замера tg d). Схемы и условия измерения диэлектрических потерь в изоляции силового трансформатора те же, что и при измерении сопротивления изоляции. При сравнении измеренных значений с заводскими учитываются температуры, при которых производились измерения. Зависимость поправочного коэффициента от разности температур приведена ниже. Приведенное к заводской температуре значение tg d, измеренное при монтаже, не должно превышать заводских данных более чем на 30 %. Значения tg d изоляции, равные или меньше 1 % (после приведения к заводской температуре), с паспортными данными не сравниваются и считаются удовлетворительными.

 

2. Испытание обмоток трансформатора.

Повышенным напряжением переменного тока от постороннего источника производится вместе с вводами (рис. 2). Испытательное напряжение зависит от класса изоляции обмотки:

Номинальное напряжение

обмотки, кВ                          до 3     3          6          10        15        20        24        27        35

Испытательное напряжение,

кВ, обмоток трансформатора

с изоляцией: нормальной   4,5       16        23        32        41        50        59        63        77

облегченной, в том числе

сухие трансформаторы       2,7       9          15        22        28        —           —           —           —

Время испытания составляет 1 мин. При отсутствии испытательной установки необходимой мощности испытание обмоток трансформаторов, автотрансформаторов, масляных и дугогасящих реакторов с нормальной изоляцией не проводится. В эксплуатации для обмоток 35 кВ и ниже испытание напряжением переменного тока может быть заменено испытанием выпрямленным напряжением с измерением тока утечки. Выпрямленное испытательное напряжение принимается равным амплитудному значению испытательного напряжения промышленной частоты.

3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Измерение производится на всех ответвлениях обмоток, если в паспорте трансформатора нет других указаний.

Измеряются, как правило, линейные сопротивления, при наличии нулевого вывода измеряют также одно из фазных сопротивлений.

Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%. Кроме того, должна соблюдаться одинаковая для всех фаз и соответствующая положениям переключателя закономерность изменения сопротивления постоянному току в различных положениях переключателя. 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.

Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.

4. Коэффициент трансформации.

Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателям.

Определение коэффициента производится методом «двух вольтметров». По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение, и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в тоже время должно составлять не менее 1% номинального напряжения.

Испытания трехфазных трансформаторов допустимо производить при трехфазном и однофазном возбуждении. При этом измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обеих обмоток.

Коэффициент трансформации находят для всех ответвлений обмоток и всех фаз, и не должен отличаться более чем на 2 % от значений, указанных в паспорте трансформатора для каждого положения переключателя.

При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно определить коэффициент трансформации для двух пар обмоток.

Работа производится при строгом соблюдении всех требований правил техники безопасности, при этом подача напряжения производится на обмотку высокого напряжения, после подключения измерительных приборов.

 

5. Измерение потерь холостого хода.

Опыт холостого хода проводят для измерения тока и потерь холостого хода.

Измерение производится у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более, при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

В трехфазных трансформаторах токи холостого хода различных фаз за счет различной длины пути потока каждой фазы несколько различаются. Ток средней фазы обычно на 20-35 % меньше тока крайних фаз.

У трехфазных трансформаторов соотношение потерь в разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5 %.

У однофазных трансформаторов отличие измеренных значений не должно превышать 10 %.

Ток холостого хода трехфазного трансформатора Iх определяется как среднеарифметическое токов трех фаз и выражается в процентах номинального тока Iном.

 

Iх = (I изм. / Iном.) х 100

6. Проверка группы соединений обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

Проверка проводится при отсутствии паспортных данных методом двух вольтметров, либо методом импульсов постоянного тока, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности имеющихся данных.

Группа соединений должна соответствовать указанным в паспорте трансформатора, а полярность выводов –обозначениям на крышке трансформатора.

 

7. Проверка работы переключающего устройства.

Снятие круговой диаграммы производится на всех положениях переключателя. Диаграмма не должна отличаться от диаграммы завода-изготовителя. Проверку срабатывания устройства следует производить согласно заводским инструкциям.

8. Проверка системы охлаждения.

Режим работы охлаждающих устройств должен соответствовать заводской инструкции.

9. Фазировка трансформатора.

Должно иметь место совпадение по фазам.

10. Испытания трансформаторного масла.

Испытания трансформаторного масла перед вводом в эксплуатацию трансформаторов производится в соответствии с табл. 25.2 п. 1-7 «Объемов и норм». По решению руководителя предприятия испытания масла по пп. 1, 6,7 табл. 25.2 могут не производится.

У трансформаторов всех напряжений масло из бака РПН испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. У трансформаторов напряжения 35 кВ включительно масло испытывается на пробой в течение первого месяца эксплуатации 3 раза. Масло из трансформаторов мощностью до 630 кВА включительно, установленных в эл. сетях, допускается не испытывать.

Испытания трансформаторного масла проводятся Заказчиком в специализированной лаборатории, имеющей право на испытание масла.

11. Испытания вводов.

Испытания вводов проводятся в соответствии с методикой испытания вводов.

12. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Испытание встроенных трансформаторов тока проводятся в соответствии с методикой испытания измерительных трансформаторов.

13. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

В процессе 3-5 кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Результаты заносятся в протокол.

 

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.

 

Похожий материал — Биогазовые установки

www.etlpro.ru

Испытания и измерения характеристик силовых трансформаторов

Для изоляции обмоток электрических машин применяется большое количество разнообразных электроизоляционных материалов, выбор которых определяется условиями работы машины и характеризуется нагревостойкостью, относительной влажностью окружающей среды, механической прочностью, озоностойкостью и другими критериями. Наиболее характерными видами дефектов изоляции обмоток электрических машин являются местные дефекты (трещины, расслоения, воздушные включения, местные перегревы и т.п.), охватывающие незначительную часть площади изоляции.

Объектом испытания в силовых трансформаторах являются, прежде всего, активная часть трансформатора, жидкий диэлектрик (для маслонаполненных трансформаторов), изоляция вводов, целостность бака, состояние средств защиты и предохранительные устройства.

При испытании трансформатора во время монтажа или ремонта измеряют ряд характеристик для определения их состояния или качества ремонта. Объем и последовательность испытаний зависят от целей и возможности их проведения.

К таким испытаниям относятся:

• Измерение потерь холостого хода.
• Измерение сопротивления короткого замыкания трансформатора.
• Проверка коэффициента трансформации.
• Определение группы соединения обмоток.
• Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
• Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.
• Измерение сопротивления изоляции.
• Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
• Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции обмоток.
• Испытание и анализ трансформаторного масла

Высоковольтные испытания силовых трансформаторов в Санкт-Петербурге

Силовые трансформаторы могут быть включены в работу без предварительной ревизии и сушки, если проведены высоковольтные испытания и измерения характеристик в ходе пусконаладочных работ. Испытания и измерения характеристик также дают возможность сверить характеристики оборудования с данными завода-изготовителя. Высоковольтные испытания силовых трансформаторов проводятся с учетом требований техники безопасности (ПОТ), установленном в нормативных документах: ПУЭ ,7-е издание, ПТЭЭП, ОиНИЭ.Помимо комплекса электроизмерительных работ в объеме приемосдаточных испытаний после монтажа, проводятся и плановые испытания в эксплуатации, испытания до и после ремонтов, требования к которым несколько отличаются от пусконаладочных.

Требования к испытательному оборудованию и ТБ

Для высоковольтных испытаний силовых трансформаторов и сопутствующих измерений требуется электронный мегаомметр типа Ф 4102/2-М; амперметр типа Э 526;измеритель сопротивления постоянному току ИСО-1 или аналогичный; испытательная установка АИД-70 или аналог, а также вольтметр типа Э 545 и комплект К-50. Средства защиты, применяемые при испытаниях и измерениях силовых трансформаторов, стандартные: диэлектрические перчатки, боты или коврик, переносное заземление и предупреждающие плакаты. Средства защиты применяются соответствии с НД «Инструкция по применению и испытанию СЗ, используемых в электроустановках».  Перед испытаниями требуется закоротить и заземлить все выводы трансформатора, для размагничивания после работы.

Бригада, которая должна проводить испытания и измерения характеристик силовых трансформаторов, должна иметь в составе не менее двух человек, один из которых- производитель работ должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV, остальные- члены бригады – не ниже III. Персонал, имеющий группу IIпо электробезопасности, могут находится вне зоны испытания и выполнять функции наблюдателей и охранников, не допуская посторонних к испытываемому оборудованию. Также в их задачи входит наблюдение за целостностью ограничительного периметра и контроль за наличием предупредительных табличек.

Измерения трансформаторов

Наряду с высоковольтными испытаниями силовых трансформаторов, требуется провести измерения характеристик. Это замеры изоляционных характеристик, в том числе сопротивление изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь, измерение сопротивления обмоток постоянному току, коэффициента трансформации, измерение потерь холостого хода, короткого замыкания, проверка группы соединений обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов, проверка работы переключающего устройства, системы охлаждения, фазировка. К режиму испытаний относятся испытания обмоток трансформатора, физико-химический анализ трансформаторного масла, вводов, встроенных трансформаторов тока и включение толчком на номинальное напряжение.

«Высоковольтные испытания трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты проводятся для каждой из обмоток. Все остальные обмотки заземляют. Испытательное напряжение плавно поднимается до нормированного значения, выдерживается в течение 1 мин. и плавно понижается.

При отсутствии испытательной установки необходимой мощности испытание обмоток трансформаторов, автотрансформаторов, масляных и дугогасящих реакторов с нормальной изоляцией, а также другие виды работ, связанных с высоковольтными испытаниями трансформаторов, не проводится» (согласно «Объемам и нормам испытания электрооборудования»).

Высоковольтные испытания трансформаторов

Для каждого типа трансформаторов существует свое испытательное напряжение, которое зависит от класса изоляции обмотки и типа силового трансформатора. Различается напряжение для герметизированных трансформаторов и для облегченной обмотки, а также есть разница между показателями для пусконаладочных работ и работ профилактических. Частота испытательного тока при высоковольтных испытаниях силовых трансформаторов принимается в 50 Гц. Для сопоставления напряжения, типа трансформаторов и типа работ, легче все пользоваться таблицей.

Испытательное напряжение для облегченной изоляции, кВ
Класс трансформатора, кВ	Пуско-наладка	Профилактика
До 0,69	4,5/2,7	4,3/2,6
3	16,2/9,0	15,3/8,5
6	22,5/14,4	21,3/13,6
10	31,5/21,6	29,8/20,4
15	40,5/33,3	38,3/31,5
20	49,5/45,0	46,8/42,5
35	76,5	72,3
Испытательное напряжение для герметизированных трансформаторов, кВ
3	9,0	8,5
6	18,0	17,0
10	25,2	23,8
15	34,2	32,3
20	45,0	42,5

В том случае, если испытание сопротивления на заводе было проведено с помощью другого напряжения, испытательное напряжение должно быть скорректировано. В высоковольтных испытаниях силовых трансформаторов испытанию подвергается изоляция каждой обмотки. Чтобы результаты были «чистыми», следует заземлить выводы расщепленных ветвей обмоток вместе с баком трансформатора. Заземлить также следует выводы измерительных обкладок (ИО) вводов, а также ИО встроенных трансформаторов тока.

По правилам, установленным нормативными документами: «Контроль величины испытательного напряжения должен производиться на стороне высшего напряжения испытательного трансформатора. Исключение могут составлять силовые трансформаторы небольшой мощности с номинальным напряжением до 10 кВ включительно. Для них допускается испытательное напряжение измерять вольтметром, включая его на стороне НН испытательного трансформатора. Класс точности низковольтного вольтметра должен быть 0,5».

Начало высоковольтных испытаний трансформаторов следует начинать с подъема напряжения с наименьшего значения. Старт напряжения следует начать со значения, равного или немного превышающего треть от расчетного испытательного. Скорость повышения напряжения должна составлять 2-3 кВ в секунду, при этом повышение должно производиться равномерно, что должно быть отслежено по приборам. Выдержка времени – 60 секунд, после чего напряжение плавно и без остановок следует снизить до нуля, или, максимум, до того значения, с которого начинался рост. При высоковольтных испытаниях трансформаторов равномерность повышения-понижения имеет решающее значение, поскольку позволяет отследить точку, в которой может наступить пробой изоляции. Резкий скачок напряжения в разы повышает такую возможность, вне зависимости от состояния изоляции. После испытания обмотки заземляются. Таким же образом производится высоковольтное испытание на прессующих кольцах, бандажах и полубандажах ярем, ярмовых балках, стяжных шпильках, находящихся в доступе – обычно это происходит при ремонте активной части трансформатора.

В высоковольтных испытаниях трансформаторов изоляция считается прошедшей испытания, если не произошло одно или несколько действий:

• пробой изоляции;
• задымление;
• выделение газа или дыма;
• возгорание;
• звуки разрядов.

В том случае, если повреждения изоляции выявлено не было, и, как визуально, так и по приборам, изоляция осталась целой, и не было допущено утечки тока, в протоколе фиксируется, что силовой трансформатор испытания повышенным напряжением промышленной частоты выдержал. При этом должен быть указан класс изоляции и схема испытания.

Помимо обмоток и иных частей трансформатора, в ходе высоковольтных испытаний трансформаторов проводится испытание цепей КИА (контрольно-измерительной аппаратуры), защитной аппаратуры. Для этого производится подключение одного вывода измерительного аппарата к зажимам испытуемых цепей. Второй вывод аппарата заземляется. Можно также объединить незаземленные цепи, чтобы провести общее испытание. Так же, как и при общих высоковольтных испытаниях трансформаторов, испытание цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры длится минуту при напряжении 1 кВ. То же касается и манометрических термометров, но здесь рекомендуемое напряжение снижается и составляет 0,75 кВ.

Что касается высоковольтных испытаний трансформаторов с облегченной изоляцией, для обмоток ниже 35 кВ (включительно), переменный ток при испытаниях может быть заменен выпрямленным напряжением с измерением тока утечки.

Работы оформляются в протокол согласно документу «Объем и нормы испытаний электрооборудования РД 34.45-51.300-97». В ротоколе указывается заказчик, исполнитель, объект, его местонахождение, дата испытания, климатические условия, данные испытательных приборов (марка, заводской номер, диапазон измерения, класс точности, дата проверки, дата следующей проверки, свидетельство о проверке, орган проверки, заключение), а также результаты испытания. В них входят: указание фазы установки, тип, заводской номер, год изготовления, внешний осмотр, сопротивление изоляции тангенс угла диэлектрических потерь, коэффициент трансформации. В протоколе также в обязательном порядке указываются номер свидетельства о регистрации электролаборатории, и Ф,И.О. сотрудников ЭЛ, проводивших испытания. Мероприятия  по технике безопасности позволяют минимизировать риск нарушения работы силового трансформатора и провести испытания с минимальным риском для жизни работников ЭЛ. 

Нормативные документы, на соответствие требованиям которых проводятся измерения:

• ПУЭ (Правила устройства электроустановок), 7-е изд., гл. 1.8, п. 1.8.16, пп. 1-14
• ПТЭЭП (Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей), Прил. 3 Раздел 2, прил. 3.1, таб. 5.
• Паспорт завода-изготовителя.
• РД 34.45-51.300-97. (Объем и нормы испытаний электрооборудования), Раздел 6, пп. 6.1, 6.4, 6.7-6.14, 6.21.

www.gorod812.com

Информационный ресурс энергетики - Испытания трансформаторов и реакторов

Испытания и измерения силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов

Измерения и испытания масляных силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов (в дальнейшем, трансформаторов) в процессе подготовки и монтажа, проведении приемо-сдаточных испытаний производятся в соответствии с требованиями гл.1.8 ПУЭ, РТМ 16.800.723-80, ОАХ.458.000-73 и гл. 6 "Нормы испытания электрооборудования". Измерения и испытания трансформаторов, находящихся в эксплуатации, производится в соответствии с требованиями "Нормы испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей" (приложение 1 ПЭЭП). Измерения и испытания проводятся при капитальном ("К") и текущем ("Т") ремонтах, а также в межремонтный ("М") период (профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт). В зависимости от характеристик и условий транспортировки все трансформаторы подразделяются на следующие группы: 1-я группа. Трансформаторы мощностью до 1000 кВ А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем; 2-я группа. Трансформаторы мощностью от 1600 до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем; 3-я группа. Трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и выше, транспортируемые с маслом без расширителя; 4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые полностью залитыми маслом; 5-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые без масла с автоматической подпиткой азотом; 6-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые частично залитыми маслом без расширителя. По характеристикам и геометрическим размерам все трансформаторы подразделяются на следующие габариты: I габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 5-100 кВ•А; II габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 135 - 500 кВ•А;Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 750 - 5600 кВ•А;IV габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 7500 кВ•А и более и трансформаторы напряжением от 35 до 121 кВ любой мощности; V габарит. Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ любой мощности; VI габарит. Трансформаторы напряжением 500 и 750 кВ любой мощности.

Особенности конструкции трансформатора отражаются в обозначении его типа и систем охлаждения по ГОСТ 11677-85*.

Тип трансформатора

Условное обозначение

Автотрансформатор (для однофазных О, для трехфазных Т) Расщепленная обмотка низшего напряжения Условное обозначение видов охлаждения Защита жидкого диэлектрика с помощью азотной подушки без расширителяИсполнение с литой изоляцией Трехобмоточный трансформатор Трансформатор с РПН Сухой трансформатор с естественным воздушным охлаждением (обычно вторая буква в обозначении типа), либо исполнение для собственных нужд электростанций (обычно последняя буква в обозначении типа) Кабельный ввод Фланцевый ввод (для комплектных трансформаторных подстанций)

А Р (см. табл. ниже) 3 Л Т Н С К Ф

 

Система охлаждения	Условное обозначение
Сухие трансформаторы
Естественное воздушное при открытом исполнении Естественное воздушное при защищенном исполнении Естественное воздушное при герметичном исполнении Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха	С СЗ СГ СД
Масляные трансформаторы
Естественная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла	М Д МЦ НМЦ ДЦ НДЦ Ц НЦ
Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком
Естественное охлаждение с негорючим жидким диэлектриком Охлаждение жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха и с направленным потоком жидкого диэлектрика	Н НД ННД

Например: условное обозначение трансформатора ТРДН-40000/110 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 40000 кВ•А, класса напряжения 110 кВ.

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: а) изоляции обмоток вместе с вводами;б) 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: а) при номинальном напряжении; б) 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•А1) "а", "б"; 2) "б", "г"; 3) "а", "г"; для остальных трансформаторов 1-й группы1) "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 сопротивлениеизоляции 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:а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 2.1.Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

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. l. Определение условий включения трансформатора. 2. Измерение сопротивления изоляции: - обмоток с определением R60/R15;- ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек. 3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток. 4. Определение отношения C2/С50. 5. Определение отношения ΔС/С. 6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:- изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;- изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих и ярмовых балок. 7. Измерение сопротивления обмоток постоянного току. 8. Проверка коэффициента трансформации.9. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и 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. 1б. 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: а) при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт; б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16; в) 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:а) если после контрольной подсушки характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями данного раздела; б) 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 воздухедолжны 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/R155. 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 завремя ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R60 не ниже указанных в табл.2.172)4. Отношения R60/R15 при температуре 10-300 С должно быть не менее 1,3 5. Значения tgδ или С2/С50 за время ремонта соответственно повысились не более чем на 30 и 20% 6. Значения tgδ или С2/С50 нe превышают данных, ука-занных в табл. 2.18 и 2.19. 7. Отношение ΔС/С не превышают данных, указанных в табл. 2.201)	1. Для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А комбинация 1, 3, 4, 6 2. Для трансформаторов 110 кВ и выше комбинация 1 - 7

 

Примечания: Данные табл. 1 приложения 1.1 ПЭЭП.1) Измерение ЬС/С у трансформаторов до 35 кВ производить не обязательно. Измерение ?C/С

2) Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции

 

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

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

Измерение сопротивления изоляции:

1) обмоток с определением R60/R15. Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период.Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром 2500 В по схемам табл. 2.2. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора. Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются табл. 2.17. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными. О порядке проведения измерений и оценке значения отношения R60/R15 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.17. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

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

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

2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек. Проводится при капитальном и текущем ремонтах.Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормируется, но, для ориентировки, она находится в пределах 2-3 МОм для масляных трансформаторов для номинального напряжения 10 кВ и 10-20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивления изоляции находится в пределах 1-2 МОм. Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно стали магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытания 1 мин.В эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец считается неудовлетворительной при снижении более, чем на 50% от исходных величин. Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются заусеницы и грязь под стальными шайбами. После производства измерений заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей. При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ•А и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С. Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 2.18. В эксплуатации значение tgδ не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения сопротивления изоляции. Измерение tgδ должны производиться при одной и той же температуре или при водятся к одной температуре. О порядке проведения измерений тангенса угла диэлектрических потерь tgδ следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

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

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

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

2.3.5. Определение отношения С2/С50.

Проводится при капитальном ремонте.Измерение отношения С2/С50 не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.Измерение отношения С2/C50 должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.Наибольшие допустимые значения С2/C50 изоляции обмоток трансформаторов в масле представлены в табл. 2.19.О порядке проведения измерений отношения С2/C50 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.19. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток трансформатора в масле

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

Примечание: Данные табл. 5 ПЭЭП.

2.3.6. Определение отношения ΔС/С.

Проводится при капитальном ремонте.Измерение отношения ΔС/С не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.

Измерение отношения ΔС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов в представлены в табл. 2.20

 

Таблица 2.20. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла

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

Примечание: Данные табл. 6 ПЭЭП.

Значения ΔC/С, измеренные по схемам табл. 2.2, относятся ко всем обмоткам испытываемого трансформатора. О порядке проведения измерений отношения ΔС/С следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

ukrelektrik.com

Испытания силовых трансформаторов - Vika-energy.kz

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 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 доступных для  испытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электр остатических 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: 1. после капитальных ремонтов трансформаторов; 2. не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами; 3. 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: 1. 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; 2. 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	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.
1.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток: по степени полимеризации бумаги	К	Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
1.18. Измерение короткого замыкания (КЗ) трансформатора.	К, М	Значения КЗ не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений 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.

vika-energy.kz

Испытание измерительных трансформаторов

Электролаборатория Эколайф предоставляет услуги по проведению периодических испытаний измерительных трансформаторов в соответствии с установленными нормами и позволяет выявить все возможные неисправности в работе оборудования, предотвращая его от выхода из строя в дальнейшем. В случае отсутствия неисправностей техника допускается в производство с последующей уверенностью в её службе.

Содержание:1. Периодичность проведения испытаний трансформаторов2. Особенности испытаний измерительных трансформаторов3. Дополнительные измерения

Клиент по окончанию испытаний получает исчерпывающий отчёт о проделанной работе и подробных характеристиках оборудования на настоящий момент, что позволяет выстроить план работы предприятия в дальнейшем. Кроме того, по окончанию проведения испытаний, можно будет получить на руки подробные характеристики изоляции трансформаторов, качестве элементов и сроках их замены. Это особенно полезно тогда, когда нет постоянной возможности для проведения мониторинга и технического обслуживания оборудования ежедневно, что само по себе является затратным занятием.

Периодичность проведения испытаний трансформаторов

Когда речь заходит о надобности испытания, зачастую у клиента появляется вопрос – а так ли это необходимо, когда и что именно стоит проверить.Неисправность трансформатора и его изоляции может нести реальную опасность для обслуживающего персонала и оборудования. Ответственность за своевременную проверку и безопасность производства несет администрация предприятия.

Существуют установленные нормы испытаний измерительных трансформаторов:

• Приемо-сдаточные испытания обязательны для подтверждения исправности оборудования и последующего допуска его к введению в эксплуатацию. • В межремонтный период проверки проводятся не реже чем раз в три года;• Профилактическое проведение испытаний во время капитального ремонта, которое должно производиться с интервалом не менее одного раза в восемь лет.

Нужно отдельно выделить то, что имеет смысл не затягивать с проверкой оборудования до критического срока, поскольку в интересах самого предпринимателя обеспечить бесперебойность и оптимальную работу всего оборудования на долгие годы.

Особенности испытаний измерительных трансформаторов

Стоит отметить, что все способы измерений и методы испытаний указаны соответственно для трансформаторов напряжения в ГОСТ 1983-77Е, а для трансформаторов тока определены в ГОСТ 7746-78Е. Там же указаны общие технические требования, которые должны быть учтены.

Перед тем, как начать испытания, проводится первичный осмотр внешности измерительного трансформатора. Здесь проверяется целостность литой изоляции и фарфора, проверка их состояния. Обращается особое внимание на уровень масла при его наличии для охлаждения элемента, отсутствие протечек и дефектов оболочки трансформатора, надёжность заземления обмотки и её выводов.

С помощью мегаомметра производится измерение сопротивления изоляции, которое включает в себя замер сопротивления первичных и вторичных обмоток в различных зонах. Показатель сопротивления на всех участках должен быть не ниже допустимого значения, в зависимости от результата делается соответствующее заключение об исправности и безопасности использования трансформатора.

На втором этапе проверки измеряется изменение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Под этим сложным названием подразумевается определение качества изоляции. Чем качественнее диэлектрик, тем меньше будут потери напряжения в цепи. Идеальных диэлектриков не существует, а значит, всегда будут потери напряжения на каждом новом участке цепи. Тем не менее, существует допустимый уровень потерь и производимое измерение тангенса угла позволяет узнать – соответствует ли представленное оборудование допустимым нормам или нет.Низкий уровень изоляции и большие потери сопротивления могут привести к выводу оборудования из строя на производстве.

Третий этап проверки включает в себя испытание трансформаторов с помощью повышенного напряжения промышленной частоты в течение одной минуты. В ходе данного испытания для каждого отдельного типа оборудования подбирается своя частота в зависимости от его характеристик, мощности, габаритов и используемой изоляции.После того, как определены ключевые показатели, аппарат подвергается высокой нагрузке промышленных мощностей в течение минуты. Это позволяет выявить способность оборудования работать при повышенных нагрузках и определить его износостойкость, а также надёжность изоляции. Каждый из перечисленных факторов является крайне важным, поскольку любое производство связано с периодическими перегрузками оборудования и необходимо обезопасить производство от сбоя и остановки, обеспечив лишь бесперебойную работу.

Данный вид испытаний является одним из ключевых, поскольку позволяет определить целый ряд особенностей, среди которых стоит отметить:

• способность оборудования работать при высокой загруженности без сбоев и выхода из строя;• надёжность изоляции трансформатора, которая позволит избежать риска короткого замыкания в цепи с последующим выходом из строя всего оборудования;• нагрев и эффективность системы охлаждения трансформатора, определяющие периодичность технического осмотра оборудования в дальнейшем;• выявление мельчайших неисправностей и прорех в изоляции, слабых мест, которые могут плачевно сказаться на работе оборудования в будущем.

Перечисленные особенности, выявляемые в ходе испытания повышенным напряжением промышленной частоты, позволяют видеть общую картину исправности испытываемого оборудования и сделать заключение о его работоспособности.Это позволяет избежать множества неприятностей на производстве в будущем, независимо от его сферы.

Проверка затрагивает множество аспектов деятельности трансформатора, его изоляцию, наличие предохранителей.

Предохранители являются довольно важным элементов для трансформаторов низкого напряжения до 35 кВ и главная их функция – защита рабочего элемента и цепи в случае возникновения короткого замыкания. Работы, проводимые в ходе испытаний, позволяют определить исправную работу предохранителей для подтверждения защищённости оборудования от выхода из строя на производстве и возможных аварий.

Дополнительные измерения

Существует несколько дополнительных испытаний, которые помогают определить возможные изъяны в конструкции трансформаторов и их элементов. Первый заключается в измерении сопротивления обмоток постоянному току. Исследуется устойчивость сопротивления и его достаточность на протяжении всего рабочего периода.Второй касается только трансформаторов с масляной системой охлаждения. У них проверяется состояние и качество трансформаторного масла.

Воспользовавшись услугами электролаборатории по проведению испытаний трансформаторов, можно получить полную уверенность о возможности введения в эксплуатацию мощного, дорогостоящего оборудования без риска остановки производства и возникновения чрезвычайных ситуаций на производстве. Своевременные испытания трансформаторов позволяют не только выявить возможные проблемы в неисправности элемента, но и сделать правильный выбор так, чтобы не повторять подобной ошибки в дальнейшем.

Что получает клиент, воспользовавшись услугами электролаборатории в итоге? Уверенность в завтрашнем дне и безопасном, бесперебойном производстве даже при повышенных нагрузках, а также привлекательные условия труда для трудоустройства рабочих на предприятие без какого-либо риска.

К НАЧАЛУ СТРАНИЦЫ

vnt24.ru

Испытание изоляции обмоток силовых трансформаторов

(в соответствии с "Объемом и нормами испытаний электрооборудования" РАО ЕЭС России 1998г.)

Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и после капремонта без смены обмоток не обязательно.

Испытание изоляции обмоток сухих трансформаторов при вводе в эксплуатацию обязательно.

Значения испытательных напряжений для обмоток ВН, в зависимости от типа трансформаторов, приведены в таблице:

Рабочее напря­жение, кВ	Испытательное напряжение 50 Гц кВ - 1 мин. при вводе в эксплуатацию
	тр-ры ТМ	тр-ры ТМГ	тр-ры сухие
6	22,5	18,0	14
10	31,5	25,2	21
20	49,5	45,0	45

Обмотки НН испытываются напряжением 4,5 кВ.

Помимо испытания изоляции обмоток при новом включении и после капремонта проводится:

1. Измерение сопротивления изоляции обмоток

- Производится мегаомметром 2,5 кВ. Измеряется сопротивление изоляции между обмоткой НН и корпусом, обмоткой ВН и корпусом и между обмотками НН и ВН.

Сопротивление изоляции должно быть не менее 450 МОм для масляных трансформаторов; не менее 500 МОм -для сухих при рабочем напряжении 10 и 20 кВ и 300 МОм - при б кВ.

2. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

- Производится на всех ответвлениях. Сопротивления, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз не должны отличаться более чем на 2%.

3. Проверка коэффициента трансформации

- Производится на всех положениях переключателя ответвлений и не должны отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на разных фазах.

4. Испытание трансформаторного масла

- Перед новым включением трансформатора или после замены масла при капремонте производится по следующим показателям:

• электрическая прочность - пробивное напряжение не менее 25 кВ при рабочем напряжении до 15 кВ и 30 кВ -до 35 кВ;
• кислотное число - не более 0,02 мгКОН/г масла;
• температура вспышки - не менее 135°С;
• отсутствие механических примесей;
• тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С - не более 2%.

У трансформаторов типа ТМГ отбор проб масла не производится.

5. Испытание трансформатора включением на номинальное напряжение

- На время не менее 30 минут - при этом не должно иметь место явлений, указывающих на неудовлетворительное состояние трансформатора.

obryv.ucoz.ru

---

• 
  Трансформатор постоянного тока
• 
  Трансформаторы напряжения назначение и принцип действия
• 
  Измерительные трансформаторы тока и напряжения
• 
  Автотрансформаторы устройство и принцип действия
• 
  Схема трансформатора
• 
  Трансформатор напряжения 10 кв
• 
  Измерительные трансформаторы
• 
  Комплектные трансформаторные подстанции
• 
  Подстанции трансформаторные комплектные
• 
  Трансформатор тока измерительный
• 
  Трансформатор тока это