А.6 Методика диагностирования силовых трансформаторов с оценкой фактического технического состояния и определения возможности продления срока службы

А.6.1 Контрольно-измерительные приборы и испытательная аппаратура

Перечень контрольно-измерительных приборов и испытательной аппаратуры, применяемой при диагностировании силовых трансформаторов, приведен в таблице А.6.1. Возможно применение приборов и испытательных установок типов, аналогичных приборам и испытательным установкам, указанным в таблице А.6.1.

Таблица А.6.1 – Перечень контрольно-измерительных приборов и испытательной аппаратуры, применяемых при диагностировании силовых трансформаторов

А.6.2 Изучение документации и условий эксплуатации силового трансформатора

Проводится анализ документации и результатов планового диагностического мониторинга по мощностным нагрузкам, температурам контрольных точек, акустического (в том числе по характеристикам частичных разрядов) и тепловизионного контроля.

В протоколе диагностирования отмечается срок работы и оставшийся ресурс, нештатные ситуации и аварии (причины) в процессе эксплуатации.

А.6.3 Проверка встроенных трансформаторов тока

При проверке напряжение испытания встроенных ТТ не должно превышать 0,9 от заводского. Снятая характеристика сопоставляется с заводской или с контрольной точкой, приведенной в паспорте, или с типовой характеристикой.

При снятии характеристик напряжение питания должно быть синусоидальным, а схема измерения – с последовательным включением амперметра.

До снятия характеристики намагничивания ТТ его необходимо размагнитить путем плавной подачи и съема напряжения от 0 до максимального два, три раза.

Измерение коэффициента трансформации производится по току для трансформаторов, поставляемых отдельно или по напряжению для трансформаторов, установленных в силовой трансформатор. При измерении коэффициента трансформации по току за первичную обмотку принимается металлический стержень, вставленный внутрь ТТ вместо первичной обмотки. Стержень должен быть тщательно очищен, если измерение производится на трансформаторах, залитых маслом.

На ТТ, установленных в силовой трансформатор, измерение коэффициента трансформации производится по схеме, приведенной на рисунке А.6.1.

Рисунок А.6.1 – Схема измерения коэффициента трансформации

Измерение производится для каждой отпайки всех ТТ. Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте должно соответствовать нормам завода-изготовителя.

Измерение сопротивления постоянному току производится с помощью мостов Р333 или М062. Отклонение измеренного сопротивления обмоток от указанных в паспорте или от значения сопротивления обмоток других фаз должно быть не более ±2 %.

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится мегаомметром напряжением 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 10 МОм. Сопротивление изоляции вместе с присоединенными цепями должно быть не менее 1 МОм.

Испытание повышенным напряжением вторичных обмоток вместе с присоединенными цепями производится напряжением 1000 В, частотой 50 Гц в течение 1 мин.

Измерение сопротивления изоляции измерительной и последней обкладки относительно соединительной втулки проводится мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее указанного в паспорте. Значение сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию должно быть не менее 1000 МОм.

Измеряется тангенс угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов, а также измерительного конденсатора у вводов, имеющих вывод от потенциометрического устройства. Значения тангенса угла диэлектрических потерь для изоляции измерительного конденсатора те же, что и для основной изоляции.

Значение тангенса угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов при
t = 20 °C приведены в таблице А.6.2.

Таблица А.6.2 – Значение тангенса угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов при t = 20 °C

Тангенс угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов измеряется по прямой схеме для основной изоляции при напряжении 10 кВ и по перевернутой для последней обкладки при напряжении 5 кВ.

А.6.4 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Значения испытательных напряжений приведены в таблице А.6.3.

Таблица А.6.3 – Значения испытательных напряжений

Для вводов, установленных на трансформаторы, испытание проводится совместно с обмотками трансформаторов по нормам для силовых трансформаторов.

При испытании вводов нижняя часть ввода должна быть погружена в масло и иметь временный фланец, который заземляется. Продолжительность испытания для фарфоровой изоляции, жидкой или бумажно-масляной – 1 мин, для основной изоляции из органических твердых материалов и кабельных масс – 5 мин, для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов – 1 мин.

Отбраковка вводов по состоянию изоляции производится на основании рассмотрения комплекса измерений характеристик изоляции ввода и характеристик масла.

Проверку термосигнализаторов производится внешним осмотром и на соответствие шкале температуры для данного типа трансформатора. Сопротивление изоляции термосигнализаторов в полной схеме должно быть не менее 1 МОм. Сопротивление изоляции испытывается вместе с цепями вторичной коммутации напряжением 1000 В, частотой 50 Гц в течение 1 мин.

Проверяется соответствие температуры срабатывания контактов значениям уставки термосигнализатора.

А.6.5 Методика проведения диагностических измерений

Измерение тока и потерь ХХ производится на пониженном напряжении по схемам завода-изготовителя. Если данные завода-изготовителя приведены при подаче трехфазного напряжения, то замер выполняется по схеме, приведенной на рисунке А.6.2.

Рисунок А.6.2 – Схема измерения тока и потерь ХХ при подаче трехфазного напряжения

Если на заводе-изготовителе ток и потери ХХ измерены при однофазном возбуждении, то замер выполняется по схеме, приведенной на рисунке А.6.3, путем поочередного замыкания накоротко одной из фаз и подачи напряжения на две другие.

Рисунок А.6.3 – Схема измерения тока и потерь ХХ при однофазном возбуждении

Измерение проводится подачей напряжения 380 В на две фазы обмотки низкого напряжения соединенной в треугольник с группой соединения трансформатора 2 по ГОСТ Р 52719. При этом следует произвести три измерения: возбудить фазы в и с, закоротить выводы а и с; возбудить фазы а и с, закоротить выводы а и в; возбудить фазы а и в, закоротить выводы в и с.

При отключенном трансформаторе определяется потребление схемы измерения и полученное значение вычитается из суммарного замера. Данные испытаний заносятся в протокол.

А.6.6 Проверка устройств регулирования под напряжением

Проверка устройства регулирования под напряжением производится согласно эксплуатационным документам завода-изготовителя. Проверка правильности соединения переключающего устройства и моторного привода производится по всем ступеням. Номера ступеней переключающего устройства и моторного привода должны совпадать. Отсчитывается количество полных оборотов, а угол поворота в градусах определяется по лимбу с делениями от 0° до 360°, установленному на крышке ПМ. Количество оборотов рукоятки и угол поворота выходного вала фиксируются в момент срабатывания контактора по его щелчку. Круговая диаграмма должна соответствовать нормам, приведенным в сертификате и эксплуатационной документации завода-изготовителя.

После снятия круговой диаграммы проверяется работа концевых выключателей и механической блокировки в крайних положениях на соответствие заводским нормам.

После указанных проверок производится переключение с помощью моторного привода, установив ПУ в среднее положение, и необходимо убедиться в правильности чередования фаз.

Правильность подключения переключающего устройства к трансформатору определяется измерением омического сопротивления обмоток трансформатора и коэффициента трансформации К_тр. При этом необходимо убедиться, что при переключении со ступени на ступень нет разрыва цепи. Разрыв цепи фиксируется по кратковременному изменению напряжения на вольтметре, подключенном ко вторичной обмотке при снятии К_тр, или по разрыву цепи тока при замере омических сопротивлений.

А.6.7 Измерение сопротивления обмоток силового трансформатора постоянному току

Сопротивление обмоток постоянному току измеряется методом моста или методом падения напряжения. Величина тока при измерениях не должна превышать 0,2 от номинального тока обмотки. Измерения длительностью до 60 с допускается производить при токе от 0,2 до 0,5 от номинального.

При измерении сопротивления одной обмотки, другие обмотки должны быть разомкнуты.

Сопротивление измеряется на всех ответвлениях обмоток, при всех положениях устройства переключения ответвлений. Если устройство переключения имеет предизбиратель ответвлений, предназначенный для реверсирования регулировочной части обмотки или переключения грубых ступеней регулировочной части обмотки, или переключения грубых ступеней регулирования, то измерения производятся при одном положении предизбирателя ответвлений. Дополнительно производится по одному измерению на каждом из положений предизбирателя ответвлений. Измерения проводятся по схеме, представленной заводом-изготовителем. При замере омических сопротивлений устройства регулирования под напряжением производится его переключение из первого положения в последнее и обратно.

Измерения проводятся при установившихся показаниях приборов. Измерения необходимо производить методом падения напряжения. Измерения больших сопротивлений, величиной более 1 Ом проводятся по схеме, приведенной на рисунке А.6.4

Рисунок А.6.4 – Схема измерения больших сопротивлений обмотки

Если сопротивление амперметра и подводящего провода, соединяющего зажимы амперметра и трансформатора, составляет более 0,5 % от значения измеряемого сопротивления, то после вычисления общего сопротивления цепи из него следует вычесть сопротивление амперметра и подводящего провода.

При измерениях вольтметр включается при установившемся значении тока, а отключается до отключения тока.

Для измерения малых сопротивлений (менее 1 Ом) провода цепи вольтметра присоединяются к зажимам трансформатора непосредственно. Схема измерений малых сопротивлений обмоток приведена на рисунке А.6.5.

Рисунок А.6.5 – Схема измерения малых сопротивлений обмотки

Если расчетное значение измеряемого сопротивления составляет 0,5 % и более от сопротивления вольтметра, то значение определяемого сопротивления R¢, Ом, вычисляется по формуле:

где R – сопротивление, вычисляемое по измеренным значениям тока и напряжения, Ом;

При этом сопротивление проводов в цепи вольтметра должно быть не более 0,5 % от внутреннего сопротивления вольтметра.

При измерении сопротивления обмотки, обладающей большой постоянной времени, а также для регулирования величины тока и обеспечения нескольких замеров на одном и том же положении применяется схема, приведенная на рисунке А.6.6.

Рисунок А.6.6 – Схема измерения сопротивления обмотки, обладающей большой постоянной времени

Сопротивление резистора должно быть в пять-десять раз больше, чем сопротивление измеряемой обмотки. Вольтметр подключается при установившемся токе, а отключается до отключения тока. Отсчет показаний вольтметра и амперметра производится одновременно. При измерении сопротивления фиксируется температура обмоток.

За температуру обмотки трансформатора, не включавшегося и не подвергавшегося нагреву в течение 20 ч, принимается температура верхних слоев масла при условии, что измерение сопротивления производится не ранее, чем через 1 ч после заливки масла для трансформаторов мощностью 1 МВ×А включительно и не ранее, чем через 2 ч для трансформаторов большей мощности. Если трансформатор включается или подвергается нагреву менее 20 ч, но не менее чем за 3 ч до выполнения измерений, то за температуру обмотки принимается температура верхних и нижних слоев масла, определяемая как полусумма температур верхних и нижних слоев.

При измерениях, производимых на активных частях трансформаторов, находящихся не менее 20 ч в помещении с неизменной температурой воздуха (с предельным отклонением 3 °С) за температуру обмотки принимаюется температура окружающего воздуха, измеренная термометром на высоте примерно 1,5 м от пола, на котором установлен трансформатор, и на расстоянии не более 5 м от трансформатора. Термометр должен быть погружен в сосуд с одинарными стенками, заполненный трансформаторным маслом. Объем сосуда примерно 10^{-3 м3}. Если условие неизменности температуры окружающего воздуха не выполняется, то за температуру обмотки принимаются при диагностических испытаниях показания термометра, установленного на поверхность фазы в на середине высоты.

Температуру обмотки трансформатора допускается также определять по результатам измерения сопротивления в данном нагретом состоянии трансформатора или в состоянии, при котором температура и сопротивление обмотки были известны (например, данные измерений на заводе-изготовителе).

Приведенное значение сопротивления R_х, Ом, при температуре t_х определяется по формуле:

где R_о – сопротивление, измеренное при температуре t_и, Ом;

Т – коэффициент равный 235 °С – для меди, 225 °С – для алюминия;

t_х – температура, к которой приводится значение сопротивления R_х, °С;

t_и – температура, при которой измерено значение сопротивления R_о, °С;

Измеренные сопротивления обмоток трансформатора не должны отличаться более 2 % от значений заводских измерений (если температуры измерения разные, то после приведения сопротивлений к заводской температуре) или при отсутствии заводских данных от значений других фаз.

А.6.8 Измерение сопротивления изоляции обмоток с определением коэффициента абсорбции

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится мегаомметром, напряжением 2500 В в соответствии с таблицей А.6.4.

Таблица А.6.4 – Порядок проведения измерений сопротивлений обмоток трансформатора

Сопротивление изоляции ярмовых балок, прессующих колец и доступных стяжных шпилек (для выявления замыкания) измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее 2 МОм, ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Характеристики изоляции измеряются при температуре не менее 10 °С (по ПТЭЭП, приложение 3).

В протоколе испытаний указывается температура, при которой производились измерения. Для трансформаторов напряжением до 110 кВ и мощностью более 80 МВ×А измерения производятся при температуре не менее нижнего значения температуры, указанного в паспорте. Для обеспечения указанной температуры трансформаторы подвергаются контрольному подогреву до температуры, превышающей требуемую на 10 °С. Характеристики изоляции измеряются на спаде температуры при отличии от требуемого значения не более чем на 5 °С. Температура изоляции определяется до измерения характеристик изоляции. Перед измерением характеристик изоляции поверхность вводов трансформаторов необходимо протереть. При измерении характеристик изоляции во влажную погоду применяются экраны. Характеристики изоляции измеряются не ранее, чем через 12 ч после заливки трансформатора маслом. При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяются вместе. Остальные обмотки и бак трансформатора заземляются.

Измеряются значения R₆₀ и R₁₅, а затем остальные характеристики изоляции. За температуру изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла. Для сухих трансформаторов – температура окружающего воздуха. Для трансформатора, подвергавшегося нагреву, принимается температура фазы b, определяемая по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение указанного сопротивления проводится не ранее, чем через 60 мин после отключения нагрева обмотки или через 30 мин после отключения внешнего нагрева. Температура t_x, °С, определяется по формуле:

R₀ – сопротивление обмотки при заводской температуре, Ом;

t₀ – температура, записанная в паспорте трансформатора, °С;

235 – коэффициент приведения для меди (для алюминия – 225).

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В с верхним пределом не менее 10000 МОм. Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены, не менее чем на 5 мин, а между отдельными измерениями – не менее чем на 2 мин. Перед повторными измерениями по указанным схемам все обмотки должны быть заземлены на 5 мин. Показания мегаомметра отсчитываются через 15 и 60 с после приложения напряжения к изоляции обмотки. За начало отсчета принимается начало вращения рукоятки мегаомметра.

По результатам измерения определяется коэффициент абсорбции k_a. Значение R₆₀ изоляции при заводской температуре или приведенное к этой температуре для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно должно быть не менее значения, приведенного в таблице А.6.5.

Для трансформаторов на напряжение 110 кВ значение R₆₀ должно быть не менее 70 % значения указанного в паспорте трансформатора. Для приведения значений R₆₀, измеренных при монтаже, к температуре измерения R₆₀ на заводе-изготовителе, необходимо пересчитать данные измерений с помощью коэффициента К₂, значения которого приведены в таблице А.6.6.

Таблица А.6.6 – Значения коэффициента К₂ для пересчета значений R₆₀

Значение k_a обмоток трансформаторов мощностью менее 10000 кВ×А на напряжение до 35 кВ включительно при температуре от 10 °С до 30 °С должно быть не менее 1,3. Емкость и тангенс угла диэлектрических потерь определяется по схемам завода-изготовителя непосредственно после измерения сопротивления изоляции мостом переменного тока по перевернутой схеме. Погрешность, создаваемая токами влияния, учитывается, если измерения выполняются четыре раза при разных полярностях гальванометра и напряжения питания. При этом тангенс угла диэлектрических потерь берется как среднее арифметическое четырех измерений. Погрешность уменьшается подбором фазы питания по минимальным показаниям гальванометра. Для исключения влияния регулировочного и испытательного трансформаторов они располагаются на расстоянии не менее 0,5 м от моста.

Измеренное при монтаже значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, при такой же температуре, как на заводе-изготовителе или приведенное к этой температуре (если температура измерений отличается от заводской) должно быть не ниже значений, приведенных в таблице А.6.7.

Для трансформаторов на напряжение 110 кВ – не более 130 % от паспортного значения.

Таблица А.6.7 – Значение тангенса угла диэлектрических потерь

Значения тангенса угла диэлектрических потерь, приведенные к заводской температуре, равные или меньшие 1, считаются удовлетворительными (в сравнении с заводскими данными).

Для приведения значения тангенса угла диэлектрических потерь, измеренного при определенной температуре, к значению тангенса угла диэлектрических потерь, измеренному на заводе-изготовителя, используется корректирующий коэффициент К₁, значения которого приведены в таблице А.6.8.

Т а б л и ц а А.6.8 – Значения корректирующего коэффициента К₁

А.6.9 Контроль степени увлажнения изоляции обмоток

А.6.9.1 Определение степени увлажнения изоляции обмоток методом «емкость – частота»

Метод «емкость — частота» основан на использовании факта увеличения абсорбционной емкости влажной изоляции с уменьшением частоты приложенного напряжения за счет более полного проявления процесса внутрислоевой поляризации. Емкость обмоток С2 при частоте 2 Гц и С50 при частоте 50 Гц измеряется на трансформаторе, залитом маслом, между каждой обмоткой и корпусом при заземленных свободных обмотках. Увлажнение изоляции трансформаторов по данному методу оценивается значением отношения С2/С50. Чем больше увлажнена изоляция обмоток трансформатора, тем больше отношение С2/С50.

Отношение С2/С50 определяется при помощи приборов типов ПКВ-7, ПКВ-8 или аналогичных. Также с помощью указанных приборов измеряется геометрическая емкость С и соответствующая разность емкостей испытываемой изоляции (С2–C50) при частотах 2 и 50 Гц. Перед измерением все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин.

Принцип измерения прибором типа ПКВ-8 заключается в следующем: испытываемый объект (конденсатор) заряжается от источника напряжения и затем разряжается на конденсатор с известной емкостью; напряжение на этом конденсаторе в процессе разряда объекта будет пропорционально измеряемой емкости; напряжение измеряют электроламповым вольтметром.

При определении значения емкости С напряжение на эталонном конденсаторе измеряется после кратковременного (около 10 мс) разряда объекта, т.е. измеряется только быстро разряжающаяся (геометрическая) емкость объекта, мало зависящая от увлажнения. При определении разности (С2–С50) в начальный момент цикла разряда испытываемый объект замыкается накоротко и его геометрический конденсатор успевает разрядиться. Оставшийся неразряженным абсорбционный конденсатор после размыкания передает часть своего заряда эталонному конденсатору. При этом напряжение на эталонном конденсаторе за время разряда, равное 0,15 с, будет пропорционально разности (С2–С50). Значение С2/С50 зависит от температуры изоляции и tgδ масла, залитого в трансформатор, и характеризует общее увлажнение изоляции.

Отношение С2/С50 измеряется при температурах изоляции от 10 °C до 30 °C. При более низких температурах чувствительность метода заметно уменьшается. Этот метод применяется для оценки увлажнения изоляции трансформаторов на напряжение до 35 кВ.

Полученные значения отношения С2/C50 сравниваются с максимально допустимыми значениями. Максимально допустимые значения отношения С2/C50 для трансформаторов на напряжение до 35 кВ, залитых маслом, приведены в таблице А.6.9.

Таблица А.6.9 – Максимально допустимые значения отношения С2/C50 для трансформаторов на напряжение 35 кВ, залитых маслом

А.6.9.2 Определение степени увлажнения изоляции обмоток методом «емкость – время»

Метод «емкость – время» основан на определении отношения прироста абсорбционной емкости DС к геометрической емкости С испытуемой обмотки при одной и той же температуре. Так как прирост абсорбционной емкости зависит от степени увлажнения изоляции, то отношение DС/ C может служить оценочным критерием ее увлажнения.

Отношение ∆С/С измеряется приборами типов ЕВ-3, ПКВ-7, ПКВ-8 или аналогичными, работающими по описанному выше принципу. Величина ∆С измеряется аналогично разности (С2–С50). Различие заключается в продолжительности разряда объекта на эталонный конденсатор, равный для прибора типа ПКВ-8 1 с.

Этот метод применяется для оценки увлажнения твердой изоляции трансформаторов в период нахождения их без масла, например, в период транспортировки и хранения без масла, слива масла для установки комплектующих узлов или ревизии, в процессе сушки трансформаторов без масла. Применение этого метода для оценки увлажнения изоляции трансформаторов, залитых маслом, затруднено, так как свойства масла оказывают преобладающее влияние на результаты измерений. Метод «емкость – время» более чувствителен к увлажнению изоляции обмоток и позволяет обнаружить даже незначительное увлажнение изоляции трансформатора.

Оценка результатов производится по абсолютным значениям отношения DС/ C изоляции обмоток и приросту отношения DС/ C за контролируемый период. Абсолютные значения DС/ C не нормируются, но являются контрольными в условиях эксплуатации. Прирост отношения DС/ C в начале разгерметизации и слива масла и после окончания работ в начале герметизации должен соответствовать максимально допустимым значениям прироста DС/ C, приведенным в таблице А.6.10.

Таблица А.6.10 – Максимально допустимые значения отношения прироста DС/ C

Значения DС/ C сильно зависят от температуры, поэтому при вычислении приращения отношения DС/ C полученные результаты необходимо привести к одной температуре при помощи температурного коэффициента пересчета, значения которого в зависимости от разности температур приведены в таблице А.6.11.

Таблица А.6.11 – Температурные коэффициенты пересчета в зависимости от разности температур

А.6.10 Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

Испытание проводится вместе с вводами. Значения испытательного напряжения приведены в таблице А.6.12.

Таблица А.6.12 – Значения испытательного напряжения

Установки для испытания повышенным напряжением 100 кВ частотой 50 Гц и их характеристики приведены в таблице А.6.13.

Таблица А.6.13 – Установки для испытания повышенным напряжением 100 кВ частотой 50 Гц и их характеристики

Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин. При испытании не должно быть пробоев изоляции, стриммеров, свечения красного цвета, запаха дыма и гари. Свечения белого и голубого цвета допускаются. Измерение испытательного напряжения проводится на высокой стороне силового трансформатора киловольтметром. Испытание обязательно для сухих трансформаторов.

Основные возможные повреждения силовых трансформаторов и их причины, приведены в таблице А.6.14.

Таблица А.6.14 – Основные возможные повреждения силовых трансформаторов и их причины

А.6.11 Диагностирование технического состояния силового трансформатора по составу газов в масле и концентрации фуранов

Метод диагностирования основан на выявлении наличия горючих газов, скоростей нарастания их в течение года (динамики) и отношений концентраций анализируемых газов в масле трансформат

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: