какое значение влагосодержания твердой изоляции установлено правилами технической эксплуатации

01.01.202413.09.2022 admin 0 Comments

СТО 34.01-23.1-002-2019
Методические указания по отбору проб и определению влагосодержания целлюлозной изоляции маслонаполненных трансформаторов

Купить СТО 34.01-23.1-002-2019 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

Распространяется на силовые трансформаторы классов напряжения 110 кВ и выше и содержит процедуру отбора целлюлозной (твердой) изоляции при наличии или отсутствии макетов изоляции, методы определения влагосодержания образцов изоляции, а также описание процедуры выполнения контроля влагосодержания изоляции при капитальных ремонтах.

Введен впервые в части процедуры отбора образцов картона при отсутствии заложенных макетов изоляции в силовых трансформаторах классов напряжения 110 кВ и выше.

Дата введения	11.03.2019
Добавлен в базу	01.02.2020
Актуализация	01.01.2021

11.03.2019	Утвержден	ПАО Россети	129р
Разработан	ПАО Россети
Разработан	ООО Научно-технический центр Электроинжиниринг, Диагностика и Сервис
Разработан	Департамент эксплуатации и ремонта АО Тюменьэнерго
Издан	ПАО Россети

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «РОССИЙСКИЕСЕТИ»

МЕТОДИЧ Е СК И Е УКАЗА 1111Я МО ОТБОРУ ПРОБ II ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ЦЕЛЛЮЛОЗНОЙ ИЗОЛЯЦИИ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Дата введения: 11.03.2019

Сведения о стандарте организации

ООО Научно-технический центр «Электроинжиниринг, Диагностика и Сервис» (Долин А.П., Пираторов М.В., Цурпал С.В., Штэнц Н.В.) при участии Департамента оперативно-технологического управления ПАО «Россети» (Бузаев В.В.) и Департамента эксплуатации и ремонта АО «Тюменьэнерго» (Владимирова М.Н.).

2. ВНЕСЕН Акционерным обществом «Тюменьэнерго»

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ПАО «Россети» от 11.03.2019 № 129р.

4. ВЗАМЕН РД 16 363-87 «Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» в части приложения 4 «Отбор и определение влагосодержания деталей макета твердой изоляции с использованием аппарата АКОВ-Ю».

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ в части процедуры отбора образцов картона при отсутствии заложенных макетов изоляции в силовых трансформаторах классов напряжения 110 кВ и выше.

Замечания и предложения по НТД следует направлять в ПАО «Россети» согласно контактам, указанным на официальном информационном ресурсе, или на адрес электронной почты: nto@rosseti.ni.

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тщюжщюван и /шп/нкт/ншен в качестве официального и актин без /кпраисппя ПАО «Россети». Данное ограничение не предусматривает шире та на присоединение сто/юнних организации к настоящему стандарту и его использование в их п/юизводственпо-хозяиствешюи деятельности. В случае присоединения к стандарту сторонней организации необходимо уведомить ПАО «Россети».

5.2.4. Кроме того, при вводе напряжения (в конструкторской документации называемого линейным напряжением, в отличие от ввода напряжения нейтрали) одновременно с верхнего и нижнего торца обмотки ВН, отбор образцов из межфазной перегородки делать нельзя. Пример такой конструкции приведен на рисунке 2. Признаком такой конструкции является, в частности, наличие экранирующих витков (зоны 1 и 2 на рисунке 2), которые устанавливают для защиты от импульсных перенапряжений в линейной зоне обмотки ВН.

5.2.5. Для отбора образцов картона в трансформаторах, указанных в пп. 5.2.2-5.2.4, можно использовать только подмотку в креплениях отводов НН (п.5.2.6)

5.2.6. В большинстве конструкций трансформаторов в качестве образцов могут служить полосы картона толщиной 0,5 мм, используемые для подмотки в местах крепления токоведущих отводов (рисунок 3). При отборе этой изоляции необходима последующая ее замена. При этом требуется соблюдать осторожность, особенно при креплении трехфазной конструкции отводов (рисунок 3 в) или при креплении отводов высоких классов напряжения. Состояние подмотки и правильность ее установки в планках играют важную роль в обеспечении изоляционной стойкости конструкции. Поэтому предпочтение следует отдавать отбору изоляции в местах крепления однофазных отводов НН (рисунок 3 а б).

5.2.7. Отобранный образец картона подмотки в местах крепления отводов необходимо заменить новым, предварительно высушенным и пропитанным маслом. При восстановлении подмотки особое внимание следует уделять соблюдению размеров подмотки, особенно величине высту па полос за кромку планок и суммарной толщине подмотки. Стыковать полосы в одной подмотке не рекомендуется. Поэтому отбор образцов изоляции в местах крепления отводов для всех уровней напряжения удобен в период капитального ремонта с последующей сушкой изоляциии (например, методом

разбрызгивания масла при вакуумировании). В результате данной процедуры происходит пропитка подмотки маслом и ее сушка.

5.2.8. Замена картона подмотки на отводах напряжением ниже 35 кВ допускается без последующей сушки методом разбрызгивания масла при соблюдении всех других технологических операций, предусмотренных при капитальных ремонтах трансформатора.

5.2.9. У трансформаторов с естественной циркуляцией масла рекомендуется, по возможности, выполнять отбор образцов изоляции из креплений отводов обмотки НН в верхних и нижних частях бака. Это позволит установить вариации уровня влагосодержания целлюлозной изоляции в активной части трансформатора.

5.2.10. Если картон отбирается в разных зонах, то на нбм следует карандашом написать номер образца а в рабочем журнале записать номер и место отобранного образца При использовании для определения влагосодержания прибора АКОВ в качестве образца необходимо отбирать весь картон подмотки в месте крепления. Если масса картона окажется недостаточной, следует провести отбор образцов в месте крепления отвода соседней фазы (отвода).

5.2.11. При отсутствии креплений и изоляции подмотки отводов, а также при необходимости отбора картона толщиной 1-КЗ мм отбор образцов производится из деталей наружных изоляционных барьеров активной части трансформатора. Образцы отрезают предварительно высушенным металлическим острым режущим инструментом (ножом с прочным лезвием или ножницами по металлу). Образцы отрезаются в виде ленты шириной не более 10 см соответствующей площади (см. таблицу 1). Остающиеся после реза детали не должны иметь острых углов (концентраторов напряжений) и отслаивающихся частиц.

5.2.12. Если толщина изоляции составляет Эмм и более, то при определении влагосодержания методом кулонометрического титрования образцы можно отбирать, используя специальный режущий инструмент, состоящий из трубки с режущей кромкой на одном конце и поршня, расположенного внутри этой трубки (п.А.3.2 ГОСТ Р МЭК 60814). К инструменту должна быть прикреплена скоба, при вращении которой он входит в изоляцию. Получаемые таким образом бумажные диски собираются и после извлечения инструмента остаются внутри трубки. Образцы бумаги выталкивают из трубки поршнем и помещают в сосуд для хранения согласно требованиям п. 4.2.4 и 4.2.5. Таким режущим инструментом можно за один прием получить образцы на глубине от 2 до 3 мм.

5.2.13. Зоны изоляции, из которых допускается отбирать образцы картона без ослабления изоляционной стойкости трансформатора, зависят от конструкции трансформатора. Можно выделить следующие основные конструктивно подобные группы трансформаторов по зонам отбора образцов изоляции:

I. Трансформаторы классов напряжения 110 и 150 кВ:

II. Трансформаторы и автотрансформаторов класса напряжения 220 кВ:

III. Трансформаторы и автотрансформаторы класса напряжения 330 кВ:

IV. Трансформаторы и автотрансформаторы класса напряжения 500 кВ:

V. Трансформаторы и автотрансформаторы класса напряжения 750 кВ:

5.2.15. Группа 1-1, 1-2. Отбор допускается производить только в нижней части межфазной перегородки (при вводе напряжения с верхнего торца обмотки ВН и схеме соединения обмоток в «звезду»)-зона 1 на рисунке4. При этом при анализе полученных результатов следует учитывать, что в трансформаторах с естественной циркуляцией масла температура изоляции в нижней части будет значительно ниже температуры в верхней части.

результатов измерений нужно учитывать, что температура изоляции в нижней части будет значительно ниже, чем в ее верхней части.

1. Область применения. 4

2. Нормативные ссылки. 4

3. Обозначения и сокращения. 5

3.1. Термины и определения. 5

3.2. Обозначения и сокращения. 5

4. Общие положения. 5

4.1. Периодичность контроля и предельно допустимые значения

влагосодержания целлюлозной изоляции. 5

4.2. Требования к образцам целлюлозной изоляции. 6

4.3. Требования к выполнению работ. 8

5. Отбор образцов целлюлозной изоляции. 9

5.1. Отбор специально заноженных образцов картона (макетов). 9

5.2. Отбор образцов картона при отсутствии макетов изоляции. 10

6.1. Задачи контроля. 22

6.2. Процедура контроля эффективности сушки твердой изоляции при

капитальных ремонтах. 22

ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное) Изоляция силовых трансформаторов. 24

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное)Определение влагосодержания образцов целлюлозной изоляции методом дина-старка. 27

Б.2. Подготовка аппарата АКОВ-Ю к работе. 27

Б.З. Подготовка и выполнение измерения влагосодержания образцов

целлюлозной изоляции. 29

Б.4. Обработка полученных результатов. 38

ПРИЛОЖЕНИЕ В (обязательное) Метод определения влагосодержания целлюлозной изоляции автоматическим кулонометрическим титрованием по

В. 1. Основные положения. 39

В.2. Определение влагосодержания после предварительного

экстрагирования воды метанолом. 43

В.З. Определение влагосодержания прямым титрованием. 45

В.4. Определение влагосодержания методом выделения воды. 46

1. Область применения

Настоящий стандарт распространяется на силовые трансформаторы классов напряжения 110 кВ и выше и содержит процедуру отбора целлюлозной (твердой) изоляции при наличии или отсутствии макетов изоляции, методы определения влагосодержания образцов изоляции, атакже описание процедуры выполнения контроля влагосодержания изоляции при капитальных ремонтах.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и документы:

2.1 ГОСТ 3134-78 Уайт-спирит. Технические условия.

2.2 ГОСТ 12769-85 Бумага электроизоляционная крепированная. Технические условия.

2.3 ГОСТ 23436-83 Бумага кабельная для изоляции силовых кабелей на напряжение до 35 кВ включительно. Технические условия.

2.4 ГОСТ 3553-87 Бумага телефонная. Технические условия.

2.5 ГОСТ 4194-88 Картон электроизоляционный для трансформаторов и аппаратов с масляным заполнением. Технические условия.

2.6 ГОСТ 645-89 Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от 110 до 500 кВ. Технические условия.

2.7 ГОСТ 24874-91 Бумага электроизоляционная трансформаторная. Технические условия.

2.8 ГОСТ 8682-93 (ИСО 383-76) Посуда лабораторная стеклянная. Шлифы конические взаимозаменяемые.

2.9 ГОСТ Р МЭК 60814-2013 Жидкости изоляционные. Бумага и прессованный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру.

2.10 ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры.

2.11 СО 34.46.605-2005 (РДИ 34-38-058-91) «Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы классов напряжения 110-1150 кВ мощностью 80 MBA и более. Капитальный ремонт».

2.12 СТО 34.01-23.1-001-2017. Объем и нормы испытаний электрооборудования.

2.13 РД 16 363-87 Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.

2.14 ТУ 25-2024.010-88 Аппараты для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах.

2.16 Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, приказ Минтруда России от 19.02.2016.

3. Обозначения и сокращения

3.1. Термины и определения

В настоящем стандарте применен следующий термин с соответствующим определением:

3.2. Обозначения н сокращения

В настоящем стандарте применяются следующие сокращения:

4.1. Периодичность контроля и предельно допустимые значения влагосодержания целлюлозной изоляции

4.1.1. Влагосодержание целлюлозной (твердой) изоляции является одним из важнейших показателей, по которым оценивается состояние как вновь вводимых в эксплуатацию, так и эксплуатируемых трансформаторов, а также трансформаторов, прошедших капитальный ремонт. Влага в твердых и жидких изоляционных материалах существенно снижает электрическую прочность изоляции. При повышенных температурах влага в целлюлозной изоляции ускоряет старение и разложение целлюлозы. Кроме того, высокое влагосо держан не целлюлозной изоляции может привести к выделению воды в масло с образованием эмульсионной воды, что может привести к пробою и аварии. Поэтому достоверные данные о влагосодержании целлюлозной изоляции трансформаторного оборудования имеют большое значение для

безаварийной эксплуатации и увеличения срока службы силовых трансформаторов.

4.1.3. Определение влагосодсржания целлюлозной изоляции трансформаторов согласно п. 9.3 СТО 34.01-23.1-001 проводится:

— перед вводом трансформаторов в эксплуатацию и при капитальном ремонте в случае появления признаков увлажнения, установленных измерениями и/или при продолжительности пребывания активной части трансформатора на воздухе, превышающей установленные в п. 9.1 СО 34.46.605;

— в период выполнения капитального ремонта с сушкой и промывкой твердой изоляции.

Определение влагосодержания твердой изоляции транс форматоров проводится приоритетно по анализу влагосодержания заложенных в бак образцов (макетов) изоляции (при их наличии). При отсутствии макетов порядок и зоны отбора проб (образцов) целлюлозной изоляции выполняется в соответствии с рекомендациями настоящего стандарта.

4.1.4. Влагосодержание целлюлозной изоляции в процессе эксплуатации допускается нс определять, если влагосодержание масла, проба которого отобрана из трансформатора, прогретого до 60 С, не превышает 10 г/т (п.9.3 СТО 34.01-23.1-001).

4.2. Требования к образцам целлюлозной изоляции

4.2.1. Определение влагосодержания образцов изоляции проводится в случаях, указанных в п. 4.1.3. При отборе предпочтение следует отдавать образцам картона (макетам изоляции) специально заложенным в активной части (см. п. 5.1). При отсутствии этих образцов отбор картона следует проводить в активной части в соответствии с указаниями п. 5.2. Основные виды целлюлозной изоляции трансформатора приведены в приложении А.

4.2.2. В качестве образцов следует отбирать картонную изоляцию толщиной от 0,5 до 3 мм. Необходимо учитывать, что влагосодержание образцов картона меньшей толщины, отобранных у трансформаторов сразу после вывода из работы, как правило выше, чем у более толстых образцов. Если для проведения анализа на влагосодержание нет возможности отобрать образцы картона толщиной 0,5 мм, то используют образцы толщиной 2-3 мм, которые следует разделить на внутренний и внешний (соприкасающийся с маслом)слои и определение влагосодержания производить для каждого из этих

слоев. Вместе с тем следует учитывать, что после капитального ремонта с сушкой активной части (например, методом разбрызгивания масла при вакуумировании активной части) образцы с большей толщиной изоляции могут иметь более высокий уровень влагосодержания.

4.2.3. Необходимая масса отбираемых образцов изоляции зависит от метода определения влагосодержания. При определении влагосодержания твердой изоляции методом Дина-Старка, например, с помощью аппарата АКОВ (Приложение Б), необходимая масса целлюлозной изоляции составляет две навески по 40*60 г материала образцов каждой толщины. При использовании приборов для определения содержания воды в целлюлозной изоляции автоматическим кулонометрическим титрованием по методу Карла Фишера (Приложение В) согласно ГОСТ Р МЭК 60814 массаодного образца картона не превышает 1,0 г. Значение площади образцов целлюлозной изоляции, отбираемых для проведения анализа на влагосодержание, в зависимости от используемого метода и толщины картона, приведено в таблице 1. Таким образом, при наличии соответствующего оборудования рекомендуется отдавать предпочтение определению влагосодержания целлюлозной изоляции кулонометрическим титрованием, так как при этом требуется значительно меньшая масса отбираемых образцов. Правила отбора образцов изоляции установлены разделом 5 настоящего стандарта.

влагосодержания целлюлозной изоляции трансформаторов_

Толщина картона, мм

прибором АКОВ, не менее

прибором для кулонометрического титрования (по К Фишеру), не более

Источник

Влагосодержание твердой изоляции силовых трансформаторов

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

по определению влагосодержания твердой изоляции обмоток силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) по результатам измерения диэлектрических характеристик.

РАЗРАБОТАНЫ: Филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» — ВНИИЭ,

Департаментом технического аудита и генеральной инспекции КЦ ОАО РАО «ЕЭС России».

ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов.

УТВЕРЖДЕНЫ: Членом Правления, техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» Б.Ф. Вайнзихером 21.06.2007.

Содержание

Исходные данные для определения влагосодержания твердой изоляции

Определение влагосодержания изоляции по тангенсу угла диэлектрических потерь

Введение

Согласно РД 34.45.-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [1] влагосодержание твердой изоляции силовых трансформаторов определяется перед их вводом в эксплуатацию и при капитальных ремонтах по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции.

В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.

В Методических указаниях приведена методика определения влагосодержания твердой изоляции обмоток трансформатора (шунтирующего реактора) расчетным путем по результатам измерений их диэлектрических характеристик, что позволяет определить среднее значение содержания влаги в изоляции косвенно через измеренный тангенс угла диэлектрических потерь изоляции с учетом температуры обмоток и тангенса угла диэлектрических потерь масла.

Настоящие Методические указания распространяются на силовые трансформаторы (шунтирующие реакторы) и автотрансформаторы.

Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.

Диагностика (испытания) силовых трансформаторов проводятся для оценки состояния изоляции и выявления образующихся в ней дефектов.

Наиболее характерными видами дефектов изоляции являются местные дефекты (трещины, расслоения, воздушные включения, местные перегревы и т.п.), охватывающие незначительную часть площади изоляции.

Внутренняя изоляция силового трансформатора представляет собой сложное сочетание твёрдого (бумага, картон и т.п.) и жидкого диэлектриков, изменение физико – химических свойств которых происходит неодинаково. Чтобы своевременно выявить ухудшение состояния отдельных компонентов изоляции, производится измерение характеристик изоляции (сопротивление изоляции и тангенс угла диэлектрических потерь и ёмкость) отдельных зон обмоток силового трансформатора.

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.

Определяемые характеристики.

Сопротивление изоляции Rиз. является основным показателем состояния изоляции обмоток трансформатора и состояния жидкого диэлектрика.

Одновременно с измерением сопротивления изоляции обмоток трансформатора определяют коэффициент абсорбции.

Коэффициент абсорбции трансформаторов не нормируется, но для неувлажненной изоляции трансформаторов значение этого коэффициента должно быть не менее 1,3.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённое к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.

Измерения в процессе эксплуатации производят при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа газов, растворённых в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электрических экранов относительно обмоток и магнитопровода.. Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Измеренные значения должны быть не мене2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.

Хроматографический анализ газов, растворённых в масле. Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.

Хроматографический анализ должен осуществляться в следующие сроки:

—Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью мене60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд — через 6 месяцев после включения и далее не реже 1 раза в 6 месяцев.

—Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых трёх суток, через 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее — не реже 1 раза в 6 месяцев.

— Трансформаторы напряжением 750 кВ — в течение 3 суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее — не реже 1 раза в 6 месяцев.

Оценка влажности твёрдой изоляции. Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более.

Допустимое значение влагосодержания твёрдой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт – не выше 4% по массе. Влагосодержание твёрдой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10г/т.

Влагосодержание твёрдой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твёрдой изоляции расчетным путём.

Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз – через 10-12 лет после включения и в дальнейшем – 1 раз в 4-6 лет.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции обмоток. Измерение производится у трансформаторов напряжением 110кВ и выше.

значение tg δ изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённых к температуре испытаний, при которых определялись исходные значений, с учётом влияния tg δ масла не должно отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tg δ изоляции при температуре изоляции 20 градусов и выше не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.

Измерение в процессе эксплуатации производится при неудовлетворительных результатах испытания масла и (или) хроматографического анализа газов, растворённых в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

Результаты измерений tg δ изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

Дата добавления: 2015-12-22 ; просмотров: 1729 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

какое значение влагосодержания твердой изоляции установлено правилами технической эксплуатации

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9

Рис. 11. Включение моста переменного тока Р5026 при измерении емкости и tg d внешним конденсатором Р5023: а — по прямой схеме; б — по перевернутой схеме

рис. 12. Питание испытательного трансформатора при измерении емкости и tg d

Привод, идущий от испытательного трансформатора к образцовому конденсатору, а также соединительные кабели моста, находящиеся под высоким напряжением, не должны касаться заземленных предметов и быть удалены от них не менее чем на 100-150 мм. Их можно крепить на изоляторах или бакелитовых трубках длиной не менее 200-250 мм.

При измерениях по любой схеме устройства отключения испытательного трансформатора (кнопка, переключатель и т. д.) должны быть под рукой у оператора. Трансформатор Т и его регулирующее устройство можно приближать к мосту, но не менее чем на 0,5 м. При этом нужно убедиться, что они не оказывают недопустимых электромагнитных влияний. Корпус моста, корпус и один вывод вторичной обмотки трансформатора Т, корпус регулировочного устройства обязательно заземляют.

Испытательный трансформатор должен давать напряжение 6, 10 кВ и более и иметь мощность S = U2wCx (Сх выражено в фарадах, w = 314 при 50 Гц). Этому условию удовлетворяют трансформаторы напряжения НОМ-10, НОМ-6 и др. Для повышения мощности можно включить параллельно два одинаковых трансформатора. На низковольтные обмотки этих трансформаторов подается напряжение 100 В (или 173 В) от регулировочного устройства, в качестве которого могут быть приняты ЛАТР-1М, РНО-250-2 (при мощности до 2 кВА), РНО-250-5, РНО-250-10. Схема включения приведена на рис. 12. Выключателем S1 подают напряжение, переключателем S2 изменяют полярность подключения, если это требуется.

Емкость изоляции в испытуемой зоне определяется по формуле

а тангенс угла диэлектрических потерь

где коэффициенты k1 и k2 определяются положением ручек магазина сопротивления моста.

Измеренная таким образом емкость изоляции обмоток трансформатора не нормируется и, вообще говоря, не является показателем состояния изоляции. Если емкость существенно отличается от значений, полученных при прошлых испытаниях, это говорит, как правило, об ошибке в схеме испытаний или при измерениях. Предельные значения tg d приведены в табл. 10.

В эксплуатации tg d измеряется у силовых трансформаторов 110 кВ и выше, а при меньшем напряжении — если мощность не менее 31500 кВА. При этом его значение не нормируется, но должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции, в частности при расчетном определении ее влагосодержания. Сравнение значений tg d с заводскими (паспортными) или другим данными должно производиться строго при одной и той же температуре. Если измерения проведены при разной температуре, то результаты пересчитывают. Как и в случае пересчета R60, если температура t2 на которую нужно пересчитать tg d, больше той (t1), при которой выполнены измерения, то:

Можно решить и обратную задачу — определить влагосодержание твердой изоляции по измеренным значениям tgd изоляции и масла. На рис. 13, а приведена номограмма* зависимостей для трансформаторов 110—220 кВ для случая, когда tg d изоляции обмоток измерялся при 30 °С (или приведен к этой температуре), а tg dм масла — при 20 °С. На рис. 13 б — г изображены номограммы для других случаев.

Таблица11. Допустимые значения tg d изоляции обмоток трансформаторов при капитальном ремонте

Класс напряжения трансформатора, кВ

Допустимое влагосодержание твердой изоляции после капитального ремонта, %

Измеренная характеристика масла

Предельно допустимая характеристика изоляции обмоток

Температура при измерении,°С

Соответствующая температура, °С

* Допустимые значения tg d масла по табл. 1

Рассмотрим пользование номограммами на приме трансформатора 110 кВ 60 МВА. При испытаниях получено: tg dм = 0,1 при 20 °С. Пересчитаем tg d изоляции обмоток на 30 °С Dt =4= 12 °С, из табл.5 K1 =К’1, К»1= 1,31*1,06 =1,39; tg d30 = tg d42/K1 = 0,7/1,39 = 0,51. На рис. 13а откладываем соответствующую точку Y. Соединяем прямой линией точки Х (tg dм =0,1) и Y. Продолжаем эту линию до пересечения с осью W в точке Z. По шкале определяем: W = 3,05. Следовательно, трансформатор может эксплуатироваться, но при капитальном ремонте, очевидно, потребуется сушка изоляции, и к этому надо готовиться заблаговременно. Естественно, определенное по номограмме значение влагосодержания твердой изоляции должно рассматриваться как ориентировочное.

* Номограммы составлены по результатам предварительных исследований

Увлажненность изоляции можно оценивать по отношению С2/С50 (отношение емкости при частоте 2 Гц к емкости при частоте 50 Гц, измеряемое прибором типа ПКВ), или DС/С (отношение изменения емкости за определенный промежуток времени к измеренному значению, которое может быть измерено прибором ПКВ-8 и др). Отношение DС/С используется, главным образом, для контроля сушки трансформатора.

Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением производится приложением напряжения промышленной частоты 50 Гц в течение 1 мин. При вводе в эксплуатацию масляных трансформаторов и при капитальном ремонте без смены обмоток испытания не обязательны. Значения испытательного напряжения при вводе в эксплуатацию при ведены ниже:

Класс напряжения, кВ

Испытательное напряжение, кВ

По данным завода-изготовителя

Рис. 13. Номограмма для ориентировочной оценки влагосодержания твердой изоляции трансформаторов класса напряжения 110-500 кВ в зависимости от tg d изоляции обмоток и tg dм масла:

а — U=кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;

б — U= 110-220 кВ, tg d при 60°С, tg dм при 70 °С;

в — U=кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;

г — U=330-500кВ, tgd при 60°С, tg dм при 70 °С

Для трансформаторов класса напряжения 35 кВ в знаменателе указано испытательное напряжение в эксплуатации. Для 150 и 220 кВ испытательное напряжение зависит от исполнения трансформатора.

Для испытания изоляции повышенным напряжением используются специальные трансформаторы. Испытания выполняются специально подготовленными и допущенными к этому виду работ бригадами. Перед испытанием вводы трансформаторов должны быть очищены и протерты. Необходимо проверить расстояния между заземленными и токоведущими частями. Особое внимание необходимо уделить проверке расстояний между ножами и губками разъединителей, чтобы не допустить перекрытия на другие участки электроустановки.

Изоляция считается выдержавшей испытания, если не обнаружено колебаний стрелки миллиамперметра (указывающей на наличие частичных разрядов), резкого возрастания тока, характерного потрескивания и разрядов, указывающих на начало пробоя изоляции, или если не произошел пробой изоляции, при котором показания возрастают до значения, определяемого имеющимся в схеме резистором, а показания вольтметра снижаются. Испытания изоляции повышенным напряжением позволяют выявить скрытые дефекты изготовления обмотки или сборки трансформатора, которые не обнаруживаются другими методами.

7.ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ОБМОТОК

В процессе эксплуатации могут проявиться такие дефекты обмотки, как неудовлетворительное контактное соединение, уменьшение сечения меди, слабая опрессовка. Обмотки подвергаются воздействию сквозных токов КЗ, вибраций и других явлений. В результате могут возникнуть местные перегревы, расплавление припоя, выгорание части меди, деформация обмоток, что в свою очередь может привести к разрыву электрической цепи или замыканию обмотки на заземленную или другую токоведущую часть.

Сопротивление обмоток постоянному току не должно существенно изменяться в процессе эксплуатации. Измеренное значение сопротивления не должно отличаться более чем на 2% от данных заводских и предыдущих испытаний.

Измерения производятся на всех ответвлениях каждой фазы. Значения сопротивления на одних и тех же ответвлениях разных фаз также не должны отличаться одно от другого, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.

Источник

Онлайн портал alivahotel.ru

какое значение влагосодержания твердой изоляции установлено правилами технической эксплуатации