Норми випробування електрообладнання - Силові трансформатори, автотрансформатори та масляні реактори

8 Силові трансформатори, автотрансформатори та масляні реактори загального призначення*)
8.1 Обсяг і періодичність вимірювань і випробувань трансформаторів
Види та обсяг вимірювань і випробувань силових трансформаторів, автотрансформаторів та масляних реакторів загального призначення повинні відповідати вказівкам, зазначеним у таблиці 11.
8.2 Визначення умов вмикання трансформаторів
Умови введення трансформаторів у експлуатацію (при першому увімкненні) визначаються згідно з РД 16.363, а трансформаторів на напругу до 35 кВ - згідно з заводськими інструкціями (граничні значення характеристик ізоляції наведено в додатку Б).
Для визначення умов введення в роботу трансформаторів після капітального ремонту враховуються результати вимірювань, виконаних згідно з додатком В.
Обсяг вимірювань і випробувань трансформаторів при їх здачі в капітальний ремонт і після його завершення приймається відповідно до ТУ 34.38.20217, за 8.3-8.16 цих Норм, додатково при заміні обмоток трансформаторів виконуються визначення групи з'єднань і коефіцієнта трансформації за ГОСТ 3484.1.

*) Далі - трансформатори

Таблиця 11 - Види, обсяг і періодичність вимірювань і випробувань трансформаторів

8.3 Вимірювання опору ізоляції
8.3.1 Опір ізоляції обмоток провадиться мегаомметром на напругу 2,5 кВ. Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмоток маслонаповнених трансформаторів, які вводяться в експлуатацію, регламентуються вимогами керівних документів за 8.2.
Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмотки сухих трансформаторів, які вводяться в експлуатацію, при температурі від 10 до 30 °С мають бути не нижче: для обмоток з номінальною напругою до 1 кВ - 100 МОм; 6 кВ - 300 МОм; вище 6 кВ - 500 МОм.
Найменші допустимі значення опору ізоляції, при яких дозволяється введення трансформаторів в роботу після капітального ремонту, регламентуються вказівками додатка В.
В експлуатації значення опору ізоляції не нормується, але воно повинно враховуватись при комплексному розгляді результатів усіх вимірювань ізоляції і порівнюватись з раніше одержаними.
Вимірювання опору ізоляції обмоток виконують при температурі ізоляції, °С:
- для трансформаторів напругою до 150 кВ - не нижче 10;
- для трансформаторів напругою 220-750 кВ - не нижче 20.
8.3.2 Вимірювання опору ізоляції ярмових балок, пресувальних кілець і доступних стягових шпильок трансформаторів провадиться за необхідності у випадку огляду або ремонту активної частини - мегаомметром на напругу 1,0-2,5 кВ.
Значення опору ізоляції не нормується.
8.4 Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат
Вимірювання величини tg δ ізоляції обмоток трансформаторів, які вводяться в експлуатацію, регламентується за 8.2.
Для трансформаторів, які пройшли капітальний ремонт, найбільші допустимі значення tg δ наведено в додатку В.
У процесі експлуатації вимірювання tg δ провадиться в трансформаторах на напругу 110 кВ і вище.
8.5 Випробування ізоляції підвищеною прикладеною напругою промислової частоти
8.5.1 Випробування ізоляції обмоток разом з вводами маслонаповнених трансформаторів при введенні їх у експлуатацію та після капітальних ремонтів без заміни обмоток та ізоляції не провадиться.
Випробування ізоляції обмоток сухих трансформаторів обов'язкове при введенні до експлуатації і провадиться за нормами згідно з ГОСТ 1516.1, 1516.2 і таблицею 12.
Таблиця 12 - Значення випробних напруг промислової частоти для обмоток сухих трансформаторів

8.5.2 Випробування ізоляції доступних стягувальних шпильок, пресуючих кілець, ярмових балок та інших, ізольованих від магнітопроводу, провадиться напругою 1000 В за необхідності у випадку огляду і ремонту активної частини, якщо підприємством-виготовлювачем не встановлено більш жорсткі норми.
Тривалість прикладення випробної напруги - 1 хв.
8.6 Вимірювання опору обмоток постійному струму
Вимірювання здійснюється на всіх відгалуженнях, якщо в заводському паспорті трансформатора немає інших вказівок. Значення опору не повинне відрізнятись більше ніж на 2 % від значення опору, одержаного на відповідних відгалуженнях інших фаз або паспортних значень при однакових температурах, якщо немає особливих вказівок підприємства-виготовлювача.
8.7 Вимірювання опору КЗ
Опір КЗ Zк вимірюється перед першим увімкненням та після капітального ремонту з заміною обмоток трансформаторів 110 кВ і вище потужністю 63 МВ•А і більше.
Значення Zк приймаються за базові.
В експлуатації вимірювання провадиться після протікання струму КЗ через обмотки більше 0,7 від допустимих за стандартами і ТУ, а також при комплексному визначенні необхідності капітального ремонту.
Значення Zк не повинні відрізнятись на 3 % від базового або на 5 % від вирахуваного за паспортом на однакових відгалуженнях обмоток.
8.8 Вимірювання струму і втрат XX при зниженні напруги
Струм і втрати XX вимірюються за схемами, за якими вимірювались на підприємстві-виготовлювачі згідно з 8.2.
8.9 Перевірка роботи перемикальних пристроїв типів РПН і ПБВ
Контроль справності перемикальних пристроїв провадиться згідно з типовими або заводськими інструкціями.
8.10 Перевірка дії допоміжних елементів
Перевірка дії газового і захисного реле РПН, стрілового маслопокажчика, запобіжного і відсічного клапанів, термосигналізаторів провадиться згідно з заводськими інструкціями.
8.11 Випробування бака на щільність
Після монтажу та ремонту трансформаторів випробування баків на щільність провадиться тиском згідно з ГОСТ 3484.5, заводськими інструкціями та керівними документами на ремонт трансформаторів. Трансформатори без розширювача і герметизовані на маслощільність не випробуються.
8.12 Перевірка пристроїв охолодження
Контроль систем охолодження провадиться згідно з заводськими інструкціями.
8.13 Вимірювання характеристик трансформаторного масла
8.13.1 Аналіз масла (обсяг перевірки та періодичність) під час розвантаження, збереження, монтажу та введення в експлуатацію трансформаторів 110- 750 кВ (при першому увімкненні) провадиться згідно з вимогами РД 16.363, а трансформаторів на напругу до 35 кВ - згідно з заводськими інструкціями та додатком Б.
8.13.2 Масло до і після заливання в трансформатори повинне випробуватись за переліками 1,2,4 - 6 таблиці 45, а для трансформаторів на напругу 110-750 кВ - за переліком 7, і крім того, за 10 і 11 (з плівковим захистом) і за переліком 10 таблиці 45 (з азотним захистом).
В експлуатації вимірювання tg δ масла має провадитись у трансформаторах на напругу 220 кВ і вище, а також у трансформаторах, які мають підвищене значення tg δ ізоляції, та при незадовільних результатах хроматографічного аналізу масла.
Масло трансформаторів потужністю до 630 кВ•А і герметичних в експлуатації не відбирається і не перевіряється.
8.13.3 Допускається заливання в трансформатори всіх потужностей на напругу до 220 кВ після капітального ремонту експлуатаційного трансформатор ного масла з кислотним числом не більше ніж 0,05 мг КОН/г, що задовольняє норми на експлуатаційне масло за реакцією водяної витяжки, вмістом розчиненого шламу, механічними сумішами та пробивною напругою на 10 кВ вище від експлуатаційної норми і Ідб при 90 °С не більше ніж 6 %.
8.13.4 Контроль якості масла (за значенням пробивної напруги), яке знаходиться у баках контакторів пристроїв РПН і відділеного від масла трансформатора, повинен виконуватись після певної кількості перемикань, яку зазначено в інструкції з експлуатації даного перемикача, але не менше ніж один раз на рік. При пробивній напрузі масло слід замінити таким чином:
- нижче 25 кВ - у контакторах з ізоляцією на 10 кВ;
- нижче 30 кВ - у контакторах з ізоляцією на 35 кВ;
- нижче 35 кВ - у контакторах з ізоляцією на 110 кВ;
- нижче 40 кВ - у контакторах з ізоляцією на 220 кВ.
Контроль вологості масла провадиться не менше ніж один раз на рік.
Масло слід замінити у випадку, якщо в ньому виявлено воду (визначення якісне за ГОСТ 1547) і якщо нічого іншого не передбачено заводськими інструкціями.
8.13.5 Визначення та контроль газів, які розчинюються в маслі, виконуються для трансформаторів 110 кВ і вище, трансформаторів власних по треб енергоблоків, трансформаторів з пристроєм РПН типу РС, ЗОУ відповідно до РД 34.46.301 та РД 34.46.302.
8.14 Випробування трансформаторів вмиканням поштовхом (крім трансформаторів енергоблоків) на номінальну напругу
Операція вмикання поштовхом провадиться при першому увімкненні після монтажу і капітального ремонту з розбиранням активної частини трансформатора.
8.15 Випробування вводів
Випробування та вимірювання вводів провадяться згідно з розділом 23.
8.16 Випробування вбудованих трансформаторів струму
Випробування та вимірювання вбудованих трансформаторів струму провадяться за 9.1; 9.3.2; 9.5-9.7.
8.17 Оцінення вологості твердої ізоляції
Провадиться у трансформаторів напругою 110 кВ і вище потужністю 60 МВ•А і більше.
Допустиме значення вмісту вологи в твердій ізоляції нововведених трансформаторів та трансформаторів, які пройшли капітальний ремонт, - не вище 2%, а трансформаторів, що експлуатуються, - не вище 4 % по масі. Вміст вологи в твердій ізоляції в процесі експлуатації допускається не визначати, якщо вміст її в маслі не перевищує 10 г/т.
Вміст вологи в твердій ізоляції перед введенням в експлуатацію і під час капітального ремонту визначається за вмістом вологи закладених у бак зразків ізоляції. У процесі експлуатації трансформатора допускається оцінення вмісту вологи твердої ізоляції розрахунковим шляхом.
Періодичність контролю ізоляції: перший раз-через 10-12 років після увімкнення і в подальшому - один раз на 4-6 років.
8.18 Оцінення стану паперової ізоляції обмоток
Ресурс паперової ізоляції обмоток вважається вичерпаним при зниженні ступеня полімерізації паперу до 250 одиниць.
8.19 Перевірка коефіцієнта трансформації
Перевірка провадиться при всіх положеннях перемикачів відгалужень. Значення коефіцієнта трансформації, виміряне при введенні трансформатора в експлуатацію, не повинне відрізнятись більш ніж на 2% від значень, виміряних на відповідних відгалуженнях інших фаз, і заводських значень, а значення коефіцієнта, виміряне під час капітального ремонту, не повинне відрізнятись більш ніж на 2% від значення коефіцієнта трансформації, розрахованого за напругами відгалужень.
8.20 Перевірка групи з'єднання обмоток трифазних трансформаторів і полярності виводів однофазних трансформаторів
Група з'єднань повинна відповідати зазначеній в паспорті трансформатора, а полярність виводів - позначенням на кришці трансформатора.
8.21 Перевірка запобіжних пристроїв
Перевірка запобіжного і отсічного клапанів, а також запобіжної (вихлопної) труби при введенні трансформатора в експлуатацію та під час капітального ремонту провадиться згідно з документами, наведеними у 8.2.
8.22 Перевірка засобів захисту масла від впливу навколишнього середовища
Перевірка повітроосушувача, установок азотного і плівкового захистів масла, термосифонного або адсорбувального фільтра при введенні трансформатора в експлуатацію і під час капітального ремонту провадиться згідно з 8.2.
8.23 Тепловізійний контроль
Тепловізійний контроль провадиться в трансформаторах напругою 110 кВ і вище згідно з додатком Е.
8.24 Випробування трансформаторів увімкненням на номінальну напругу
Трансформатори вмикаються на час, не менше 30 хв. Впродовж цього часу здійснюється прослуховування і нагляд за станом трансформатора. У процесі випробувань не повинні мати місце явища, які вказують на незадовільний стан трансформатора.