|устройств | |исправными и удовлетворять |согласно типовым |
|охлаждения | |требованиям заводских |и заводским |
| | |инструкций |инструкциям |
|4.14. Проверка |К, Т, |Силикагель должен иметь |— |
|состояния |М |равномерную голубую окраску | |
|индикаторного | |зерен. Изменение цвета зерен | |
|силикагеля | |силикагеля на розовый | |
|воздухосушильных | |свидетельствует о его | |
|фильтров | |увлажнении | |
|4.15. Фазировка |К |Должно иметь место совпадение |Производится |
|трансформаторов | |по фазам |после |
| | | |капитального |
| | | |ремонта, а также |
| | | |при изменениях в |
| | | |первичных цепях |
|Продолжение таблицы |
|Наименование |Вид |Нормы испытания |Указания |
|испытания |испыта| | |
| |ния | | |
|4.16. Испытание | | | |
|трансформаторного | | | |
|масла: | | |Производится: |
|1) из |К, Т, |Испытывается по |1) после капитальных |
|трансформаторов |М |показателям пп.1—6 (кроме |ремонтов |
| | |п. 3) табл. 8 (приложение |трансформаторов; |
| | |Э1.1) [1]. Измерение tg ? |2) не реже 1 раза в 5|
| | |масла производится у |лет для |
| | |трансформаторов на |трансформаторов |
| | |напряжение 220 кВ, а также|мощностью свыше 630 |
| | |у трансформаторов, имеющих|кВ-А, работающих с |
| | |повышенное значение tg ? |термосифонными |
| | |изоляции |фильтрами; |
| | |Масло из трансформаторов с|3.) не реже 1 раза в |
| | |пленочной защитой должно |2 года для |
| | |испытываться по |трансформаторов, |
| | |показателям пп. 8 'и 9 |работающих без |
| | |табл. 8 с азотной, защитой|термосифонных |
| | |— по п. 8 табл. 8 [1] |фильтров |
| | | |В трансформаторах до |
| | | |630 кВ-А с |
| | | |термосифонными |
| | | |фильтрами проба масла|
| | | |не отбирается. При |
| | | |неудовлетворительных |
| | | |характеристиках |
| | | |изоляции производятся|
| | | |работы по |
| | | |восстановлению |
| | | |изоляции, замене |
| | | |масла и силикагеля в |
| | | |термосифонных |
| | | |фильтрах |
|2) из баков |Т, М |Масло следует заменять: |Производится после |
|контакторов | |1) при пробивном |определенного числа |
|устройств РПН | |напряжении ниже 25 кВ в |переключении, |
|(отделенного от | |контакторах с изоляцией |указанного в |
|масла | |10кВ,ЗОкВ—с изоляцией 35 |инструкции по |
|трансформаторов) | |кВ, 35 кВ — с изоляцией |эксплуатации данного |
| | |110 кВ, 110 кВ — с |переключателя, но не |
| | |изоляцией 220 кВ; |реже 1 раза в год |
|4.17. Испытание |К |2) если в нем обнаружена |Трансформаторы, |
|трансформаторов | |вода (определение |смонтированные по |
|включением толчком| |качественное) или |схеме блока с |
|на номинальное | |механические примеси |генератором, |
|напряжение | |(определение визуальное) |включаются в сеть с |
| | | |подъемом напряжения с|
| | |В процессе 3—5-кратного |нуля |
| | |включения трансформатора | |
| | |на номинальное напряжение | |
| | |не должны иметь места | |
| | |явления, указывающие на | |
| | |неудовлетворительное | |
| | |состояние трансформатора | |
|4.18. Испытание |К.М |__ |Производится согласно|
|вводов 4.19. |К, М |__ |разд. 10 Проводится |
|Испытание | | |согласно пп. 19.1, |
|встроенных | | |19.3, 19.4. [1] |
|трансформаторов | | | |
|тока | | | |
Примечания: Испытания по пп. 4.3—4.5, 4.8-4.10, 4.13 и 4.18 не обязательны
для трансформаторов мощностью до 1000 кВА
2. Испытания по пп. 4.1, 4.3-4.5, 4.10-4.14, 4.16, 4.18 и 4.19 для сухих
трансформаторов всех мощностей не проводятся.
3. Измерения сопротивления изоляции, tg ?, С2/С50, дС/С должны
производиться при одной и той же температуре или приводиться к одной
температуре.
Испытания и измерения силовых трансформаторов, производятся с
определенной периодичностью в процессе эксплуатации в целях проверки
основных технических характеристик трансформатора и отдельных его узлов.
При работе трансформатора в энергоблоке эти испытания приурочиваются ко
времени вывода в ремонт котла, турбины и турбогенератора.
В объем испытаний и измерений входят испытания, позволяющие оценить
состояние изоляции, а также:
измерение потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении;
измерение активного сопротивления обмоток (R60и R15, т.е. через 60 и 15
с после включения мегаомметра);
измерение коэффициента трансформации;
проверка группы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.
Состояние изоляции оценивается по результатам измерения R60 и R15
каждой обмотки по отношению к другим заземленным обмоткам. Измерения
производят при температуре не ниже 10 °С у трансформаторов мощностью до 80
МВ.А и напряжением до 150 кВ и при температуре не менее нижнего значения
температуры, приведенного в паспорте, у трансформаторов 220-1150 кВ и у
трансформаторов мощностью свыше 80 МВ.А, напряжением 110 и 150 кВ. У
трансформаторов, не подвергавшихся прогреву, за температуру измерений
принимается температура верхних слоев масла, а у трансформаторов,
подвергавшихся нагреву, -средняя температура обмотки ВН фазы В,
определяемая по сопротивлению постоянному току не ранее чем через 1-1,5 ч
после отключения нагрева (или отключения трансформатора из работы) на спаде
температуры.
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром 2500 В. Тангенс угла
диэлектрических потерь (tg ?) измеряется по перевернутой схеме при
напряжении 10 кВ, но не более 60 % испытательного напряжения.
В процессе ревизии активной части трансформатора (в период монтажа,
ремонта, сушки изоляции) состояние увлажненности его обмоток оценивается
измерением отношения С/С с помощью серийного прибора ПЕКИ-1 (в
энергосистемах применяют также старые приборы ПКВ-7). Результат измерения
С/С не нормируется, но используется при комплексном рассмотрении
характеристик изоляции, полученных другими способами измерений. Результаты
проведенных измерений сравнивают с заводскими характеристиками,
приведенными в паспорте трансформатора. При необходимости результаты
измерения R60 и tg ? приводят к температуре, указанной в паспорте, путем
пересчета в зависимости от разности температур.
Характеристики изоляции необходимо измерять всегда по одним и тем же
схемам и в определенной последовательности.
При комплексном рассмотрении результатов измерений (сопротивление
изоляции, tg ?, емкости обмоток относительно земли и друг друга,
относительного прироста емкости при изменении частоты или длительности
разряда) дается предварительная оценка состояния изоляции и заключение о
необходимости сушки изоляции. При вводе в эксплуатацию нового
трансформатора необходимо принимать во внимание условия транспортировки,
хранения, правильность проведения монтажных работ, характеристики масла в
баке трансформатора, а также длительность нахождения активной части в
разгерметизированном состоянии при ревизии во время монтажа (то же при
ремонте).
Измерение потерь холостого хода для трансформаторов 10000 кВА и более
производят при пониженном напряжении (возбуждении) перед измерениями
сопротивления постоянному току, чтобы избежать повышения потерь XX из-за
намагничивания стали трансформатора. Снятие остаточного намагничивания
производят однократным плавным увеличением и последующим плавным снижением
возбуждения переменным напряжением.
По результатам измерения определяют состояния магнитопровода
трансформатора (замыкание листов стали магнитопровода, образование по
различным причинам короткозамкнутых контуров в узлах крепления
магнитопровода). Значение потерь XX в эксплуатации не нормируется, так как
со временем из-за ухудшения свойств стали потери XX имеют тенденцию к
повышению. Если магнитопровод не имеет дефектов, то измерения показывают
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
