2. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы (далее трансформаторы)

2.1. 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 подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям таблицы 1 (Приложение 3.1), 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 35 кВ - 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 tgd, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора.

Условия включения сухих трансформаторов 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

2.2. 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 (Приложение 3.1)

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 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °С, а до 150 кВ - не ниже 10 °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 (Приложение 3.1). 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

К

Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм

Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте

2.3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgd изоляции обмоток

К, М

Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tgd изоляции приведены в табл. 4 (Приложение 3.1)

При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более

d

В эксплуатации значение tgd 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 tgd изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний

У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgd рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °С, а до 150 кВ не ниже 10 °С. Измерения производятся по схемам табл. 3 (Приложение 3.1)

См. также примечание 3

2.4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами

К

См. табл. 5 (Приложение 3.1). Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичной замене обмоток 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 (Приложение 3.1)

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 электростатических экранов

Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более жесткие нормы испытания

Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части. См. также п. 3.25

3) изоляции цепей защитной аппаратуры

К

Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.

Испытывается изоляция (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

2.5. 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

2.6. 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

2.7. 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

2.8. 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

2.9. Оценка состояния переключающих устройств

К

Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов

2.10. 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 °С, трансформаторов 220 кВ - не ниже 20 °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

2.11. Проверка устройств охлаждения

К

Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций

Производится согласно типовым и заводским инструкциям

2.12. 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

2.13. Испытание трансформаторного масла:

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

1) из трансформаторов

К, Т, М

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям п. п. 1 - 5, 7 табл. 6 (приложение 3.1)

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям п. п. 1 - 9 табл. 6 (приложение 3.1), а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы

2) из баков контакторов устройств РПН

Т, М

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

2.14. 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

2.15. Хроматографический 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

2.16. 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 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более

При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации - расчетным путем

2.17. 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 (Приложение 3.1)

Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года

по степени полимеризации бумаги

К

Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц

2.18. Измерение сопротивления короткого замыкания (Z_k) трансформатора

К, М

Значения Z_k не должны превышать исходные более чем на 3 %. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z_k 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

2.19. Испытание вводов

К, М

Производится в соответствии с указаниями раздела 10

2.20. Испытание встроенных трансформаторов тока

К, М

Производится в соответствии с указаниями п. п. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20

2.21. Тепловизионный контроль

М

Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей