СТО Газпром 2-2.3-288-2009

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.3-288-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром 2-2.3-288-2009

Дата введения - 2009-07-15

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»

 

2 ВНЕСЕН

Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

 

3 УТВЕРЖДЕН

Распоряжением ОАО «Газпром» от 20 ноября 2008 г. № 430

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

 

с 15.07.2009 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Содержание

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и сокращения

4 Порядок проведения работ по техническому диагностированию силовых трансформаторов

Приложение А (обязательное) Перечень работ по техническому диагностированию силовых трансформаторов

Приложение Б (обязательное) Методические указания по тепловому контролю

Приложение В (обязательное) Методические указания по вибрационному контролю

Приложение Г (обязательное) Методические указания по отбору, хранению и транспортировке проб трансформаторного масла

Приложение Д (обязательное) Методика электрометрического контроля силовых трансформаторов

Приложение Е (обязательное) Форма паспорта технического состояния силового трансформатора

Библиография

 

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью нормативно-методического обеспечения работ по техническому диагностированию, совершенствования технического обслуживания и ремонта силовых трансформаторов, установленных на объектах энергохозяйства ОАО «Газпром», с учетом требований СТО Газпром РД 39-1.10-083-2003 «Положение о системе технического диагностирования оборудования и сооружений энергохозяйства ОАО «Газпром».

Стандарт разработан к.т.н. А.В. Авдониным, А.В. Самодуровым, В.Ю. Бреусом, П.В. Улькиным (ООО «Газпромэнергодиагностика»).

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к организации, порядку и периодичности проведения работ по техническому диагностированию силовых трансформаторов энергохозяйства ОАО «Газпром».

1.2 Положения и требования настоящего стандарта обязательны для применения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляющими эксплуатацию, обслуживание, испытания и измерения силовых трансформаторов на объектах ОАО «Газпром», а также специализированными организациями, выполняющими работы по техническому диагностированию, сервисному и техническому обслуживанию, ремонту силовых трансформаторов на объектах ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Методы определения наличия воды

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа

ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний

ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения

ГОСТ 20938-75 Трансформаторы малой мощности. Термины и определения

ГОСТ 23479-79 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования

СТО Газпром 2-2.3-141-2007 Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения

СТО Газпром РД 39-1.10-083-2003 Положение о системе технического диагностирования оборудования и сооружений энергохозяйства ОАО «Газпром»

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и сокращения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 16110, ГОСТ 20938, РД 03-484-02 [1] и следующие сокращения:

ВИК - визуальный и измерительный контроль;

ВК - вибрационный контроль;

КС - контактное соединение;

ПБВ - переключатель без возбуждения;

РПН - регулятор под нагрузкой;

СИИЗ - служба испытаний, измерений и защиты;

ТД - техническое диагностирование;

ТК - тепловой контроль;

ФХА - физико-химический анализ масла;

ХАРГ - хроматографический анализ растворенных в масле газов;

ЭДЦ - энергодиагностический центр.

4 Порядок проведения работ по техническому диагностированию силовых трансформаторов

4.1 Объектами технического диагностирования являются силовые трансформаторы энергохозяйства ОАО «Газпром».

4.1.1 Целью ТД силовых трансформаторов является:

- предупреждение аварийного выхода из строя силовых трансформаторов;

- повышение надежности работы силовых трансформаторов;

- увеличение срока службы силовых трансформаторов;

- снижение эксплуатационных затрат.

4.1.2 В ходе достижения поставленных целей обеспечивается:

- сокращение числа аварий и отказов в работе систем электроснабжения;

- систематизация информации, получаемой при ТД;

- переход от системы планово-предупредительных ремонтов силовых трансформаторов к ремонтам по фактическому техническому состоянию;

- обоснование решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов при выработке нормативного срока службы.

4.1.3 Работы по техническому диагностированию проводятся специализированными организациями, которые соответствуют требованиям СТО РД Газпром 39-1.10-083. Организация работ по техническому диагностированию осуществляется в соответствии с РД 153-34.0-03.150-00 [2].

4.1.4 Срок очередного ТД определяется для каждого силового трансформатора в зависимости от его технического состояния и режима работы с учетом результатов предыдущего технического диагностирования.

Для исправного силового трансформатора ТД проводится не реже одного раза в 3 года.

Техническое диагностирование также следует проводить после проведения ремонтных работ силовых трансформаторов с целью оценки качества проведенного ремонта, при изменении режима эксплуатации, ухудшении технических характеристик объекта.

4.1.5 Техническое диагностирование силовых трансформаторов включает следующие этапы выполнения работ:

- анализ технической документации;

- подготовительные работы;

- оценка технического состояния силовых трансформаторов;

- обработка, оформление результатов ТД и выдача заключения.

Перечень работ по техническому диагностированию силовых трансформаторов в соответствии с указанными этапами приведен в приложении А.

4.2 Анализ технической документации

4.2.1 Анализ технической документации силовых трансформаторов проводится с целью:

- установления фактических условий эксплуатации силовых трансформаторов и сопоставления их с требованиями завода-изготовителя;

- определения динамики изменения параметров технического состояния трансформаторов;

- получения информации для оценки технического состояния и выдачи рекомендаций по дальнейшей эксплуатации.

4.2.2 Анализу подлежит:

- нормативная, техническая, конструкторская (проектная), эксплуатационная, монтажная и ремонтная документация;

- оперативно-техническая документация (сменные журналы), а также информация по отказам и повреждениям;

- диагностическая информация, полученная в ходе проведения ТД аналогичного оборудования и хранящаяся в диагностической базе данных энергохозяйства ОАО «Газпром» и базах данных дочерних обществ.

4.3 Подготовительные работы

4.3.1 Подготовка диагностического оборудования для проведения работ по техническому диагностированию возлагается на специалистов ЭДЦ.

4.3.2. Подготовительные работы на объекте для выполнения технического диагностирования силовых трансформаторов проводятся силами эксплуатирующей организации.

4.4 Оценка технического состояния силовых трансформаторов

4.4.1 Оценка технического состояния силовых трансформаторов включает следующие виды работ:

а) в рабочем режиме:

- визуальный и измерительный контроль;

- тепловой контроль;

- вибрационный контроль;

- анализ трансформаторного масла;

б) при выводе в ремонт:

- электрометрический контроль.

4.4.2 Визуальный и измерительный контроль

ВИК силовых трансформаторов проводится в соответствии с ГОСТ 23479 и РД 03-606-03 [3].

При ВИК силовых трансформаторов оценивается:

- целостность бака, радиаторов и других агрегатов, расположенных на трансформаторе;

- наличие и исправность приборов (амперметров, вольтметров, датчиков температуры и давления);

- состояние маслозащиты (адсорбент);

- уровень охлаждающей жидкости;

- состояние переключателей напряжения;

- состояние газового реле и защитной мембраны бака;

- состояние элементов заземляющих устройств;

- состояние изоляторов токоведущих частей трансформатора, включая изолятор нейтрали;

- отсутствие течи охлаждающей жидкости.

4.4.3 Тепловой контроль

При тепловом контроле трансформатора определяются дефекты системы охлаждения, внешних и внутренних контактных соединений, локальные перегревы на боковых поверхностях бака.

Оценку технического состояния при ТК проводят в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [4].

При выполнении ТК силовых трансформаторов снимаются термограммы поверхностей бака, охладителей, маслонасосов, вводов, фарфоровых изоляторов, элементов РПН (ПБВ) и других доступных для обследования КС.

Оценка теплового состояния элементов силового трансформатора в зависимости от условий их работы и конструкции осуществляется:

- по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры);

- избыточной температуре;

- динамике изменения температуры во времени, с изменением нагрузки;

- путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками.

Тепловой контроль проводится в соответствии с методическими указаниями (см. приложение Б).

Допустимые значения температуры нагрева токоведущих частей приведены в РД 34.45-51. 300-97 [4].

4.4.4 Вибрационный контроль

Вибрационный контроль силовых трансформаторов позволяет оценить техническое состояние активной части трансформатора, магнитопровода, конструкции (без вскрытия бака) и маслонасосов. В этом случае определяются следующие параметры трансформатора:

- общий коэффициент технического состояния трансформатора;

- коэффициент опрессовки обмоток трансформатора;

- коэффициент прессовки стали трансформатора;

- состояние конструкции.

Вибрационный контроль следует проводить в соответствии с методическими указаниями приложения В.

Измерения проводятся дважды: под нагрузкой (не менее 20 %) и без нагрузки (режим холостого хода).

4.4.5 Анализ трансформаторного масла

Анализ трансформаторного масла позволяет определить динамику старения изоляции обмоток трансформатора и своевременно предпринять меры по поддержанию его работоспособного технического состояния.

Параметры масла, учитываемые при ТД, включают:

а) определение пробивного напряжения по ГОСТ 6581;

б) определение кислотного числа по ГОСТ 5985;

в) определение температуры вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356;

г) определение влагосодержания по ГОСТ 1547;

д) определение содержания механических примесей по ГОСТ 6370;

е) определение тангенса угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581;

ж) в соответствии с требованиями РД 34.43.105-89 [5] определение содержания:

- водорастворимых кислот и щелочей;

- антиокислительной присадки;

- растворимого шлама;

з) определение газосодержания хроматографическим методом по РД 34.43.107-95 [6]. Анализ трансформаторного масла проводится в соответствии с методическими указаниями приложения Г.

В зависимости от результатов предыдущих анализов выполняется сокращенный (п.п. а - в) или расширенный (п.п. а - з) физико-химический анализ трансформаторного масла.

Нормативные значения показателей качества эксплуатационного трансформаторного масла приведены в таблице 25.4 РД 34.45-51.300-97 [4] и в РД 153 34.0 46.302-00 [7].

4.4.6 Электрометрический контроль

4.4.6.1 Электрометрический контроль проводится на силовых трансформаторах, выведенных в ремонт, при выполнении расширенного ТД.

4.4.6.2 Электрометрический контроль проводится с целью сопоставления полученных результатов с предельно допустимыми значениями электрических параметров и прогнозирования работы оборудования.

4.4.6.3 Перечень необходимых измерений при проведении электрометрического контроля по РД 34.45-51.300-97 [4] включает:

- измерение сопротивлений изоляции обмоток;

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости изоляции обмоток;

- измерение сопротивления обмоток постоянному току;

- проверка коэффициента трансформации;

- измерение тока и потерь холостого хода;

- оценка состояния переключающих устройств;

- измерение сопротивлений короткого замыкания обмоток трансформатора;

- испытания и измерения вводов;

- испытание встроенных трансформаторов тока.

4.4.6.4 Измерение электрических параметров трансформаторов проводится в соответствии с методикой измерений, представленной в приложении Д.

4.5 Обработка, оформление результатов ТД и выдача заключения

По результатам ТД на месте проведения работ составляется заключение, содержащее предварительные выводы о техническом состоянии силового трансформатора.

После окончательного анализа и обработки полученных результатов исполнитель оформляет паспорт технического состояния силового трансформатора, в котором дается заключение о техническом состоянии, возможности, условиях дальнейшей эксплуатации и сроках проведения очередного ТД силовых трансформаторов (см. приложение Е).

Информация, полученная в ходе проведения технического диагностирования, заносится в отраслевую диагностическую базу данных энергетического оборудования ОАО «Газпром» в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-083.

4.6 При выполнении работ по ТД силовых трансформаторов необходимо соблюдать требования и указания, изложенные в ПТЭЭП [8], РД 153-34.0-03.150-00 [2], ПУЭ [9], ГОСТ 12.2.007.2.

Приложение А
(обязательное)
Перечень работ по техническому диагностированию силовых трансформаторов

Наименование работ

Подготовительный этап

Изучение работы оборудования, анализ его технического состояния (количество 1)

Ознакомление с задачей, технической документацией, схемами, состоянием и режимом работы оборудования (1 комплект документации)

Разработка программы испытаний (2 листа)

Обработка, анализ и экспертиза комплекта документации до 200 листов (1 комплект)

Организация и проведение испытаний оборудования на одном режиме (режим холостого хода) (1 единица оборудования)

Организация и проведение испытаний оборудования на одном режиме (режим рабочей нагрузки) (1 единица оборудования)

Визуально-измерительный контроль

Визуальный и измерительный контроль. Подготовка и настройка аппаратуры (1 комплект)

Визуальный и измерительный контроль и выбраковка деталей с видимыми дефектами (от 100 до 15000 дм2)

Тепловой контроль

Калибровка и подготовка теплоизмерительного прибора (1 комплект)

Термография силового трансформатора (1 трансформатор)

Проведение измерения распределения температуры по устройству в целом (1 единица)

Проведение измерения теплового состояния отдельного узла (21 узел)

Формирование термограммы (количество дефектов)

Обработка результатов (1 единица оборудования)

Анализ результатов измерений (1 единица оборудования)

Формирование экспертно-диагностического заключения о тепловом состоянии оборудования (1 единица оборудования)

Разработка рекомендаций для повышения надежности работы единицы оборудования (1 единица оборудования)

Вибрационный контроль

Разработка маршрута и плана виброизмерений (1 маршрут)

Загрузка маршрута с персонального компьютера в виброколлектор (1 маршрут)

Калибровка виброизмерительного переносного прибора перед началом измерений (1 канал)

Проведение измерения частоты собственных колебаний элементов оборудования (24 элемента)

Формирование графической документоформы по заданному набору критериев с помощью стандартного программно-аппаратного обеспечения (24 графической документоформы)

Формирование экспертно-диагностического заключения о вибрационном состоянии узла (элемента) энергомеханической установки (24 узла)

Обработка результатов диагностических измерений (1 единица оборудования)

Анализ результатов измерений (1 единица оборудования)

Разработка рекомендаций по повышению надежности работы оборудования (1 единица оборудования)

Заключительный этап, оформление отчетной документации

Составление заключения о техническом состоянии узла (элемента оборудования) (1 документ)

Заполнение и обработка паспорта технического состояния оборудования (1 паспорт)

Перенос данных из формуляра на бумажном носителе на электронный носитель, ввод в базу данных (13 формуляров)

Выпуск отчетной документации (1 отчет)

Испытание трансформаторного масла

Определение количества растворенной воды в масле (1 проба)

Определение содержания механических примесей (1 проба)

Определение прозрачности масла (1 проба)

Определение кислотного числа (1 проба)

Определение водорастворимых кислот и щелочей (1 проба)

Определение температуры вспышки масла (1 проба)

Определение электрической прочности масла (1 проба)

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (1 проба)

Хроматографический анализ трансформаторного масла (1 проба)

Электрометрический контроль

Измерение сопротивления изоляции (6-10 измерений)

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости изоляции обмоток (1 единица оборудования)

Измерение сопротивления обмоток постоянному току (1 единица оборудования)

Проверка коэффициента трансформации (1 единица оборудования)

Измерение тока и потерь холостого хода (1 единица оборудования)

Оценка состояния переключающих устройств (1 единица оборудования)

Измерение сопротивления короткого замыкания трансформатора (1 единица оборудования)

Испытания и измерения вводов (1 единица оборудования)

Испытание встроенных трансформаторов тока (1 единица оборудования)

Примечание - Наименования работ определены в соответствии с прейскурантами, принятыми в ОАО «Газпром».

Приложение Б
(обязательное)
Методические указания по тепловому контролю

Б.1 Настоящие методические указания устанавливают требования к аппаратуре, контролируемым объектам, порядку подготовки и проведению измерений, оформлению результатов, технике безопасности при выполнении работ.

Б.2 При ТК силовых трансформаторов определяются:

- температура наружных КС вводов высшего, низшего напряжений и нейтрали;

- температура фарфоровых изоляторов вводов высшего и низшего напряжений;

- температура токоведущих элементов на выходе из вводов высшего и низшего напряжений с целью определения дефектов внутренних КС;

- температура кабельных воронок и других элементов разделки подводящих силовых кабелей высшего и низшего напряжений;

- температура контактов разъединителей;

- распределение температуры на поверхности бака силового трансформатора;

- распределение температуры по высоте радиаторов охлаждения.

Б.3 При проведении ТК должны учитываться следующие факторы:

- коэффициент излучения материала;

- солнечная радиация;

- скорость ветра;

- расстояние до объекта;

- тепловое отражение;

- значение токовой нагрузки.

Б.3.1 Коэффициент излучения материала в общем виде зависит от положения угла наблюдения и температуры поверхности контролируемого объекта.

Для металлов коэффициенты излучения постоянны в интервале углов наблюдения 0 - 40 градусов, для диэлектриков - в интервале углов 0 - 60 градусов.

За пределами этих значений коэффициент излучения быстро уменьшается до нуля при направлении наблюдения по касательной.

Поскольку токоведущий узел электрического аппарата или установки может включать несколько компонентов из разнородных металлов, поверхности которых окрашены, имеют окисные пленки или разную степень обработки поверхности, т.е. различные коэффициенты излучения, при тепловом контроле могут возникнуть ложные предположения о перегревах на участках с повышенными коэффициентами излучения.

В подобных случаях целесообразно провести пофазное сравнение результатов измерений, оценить состояние поверхности перегретого участка (точки) с помощью бинокля, выяснить объем ремонтных работ, проводившихся на данном токоведущем узле. В том случае, если коэффициент излучения контролируемого объекта известен, его фактическая температура может быть определена по формуле

,                                                                   (Б.1)

где Трад - радиационная температура, измеренная прибором, рад;

Е - коэффициент излучения контролируемой поверхности.

Б.3.2 Солнечная радиация нагревает контролируемый объект, а при наличии участков (узлов) с хорошей отражательной способностью создается впечатление о наличии высоких температур в местах измерений.

Для исключения влияния солнечной радиации рекомендуется осуществлять ТК в темное время суток или в облачную погоду. Если необходимо выполнить контроль в солнечную погоду, то рекомендуется измерять поочередно несколько диаметрально противоположных точек.

Б.3.3 При проведении ТК на открытом воздухе необходимо принимать во внимание возможность охлаждения ветром поверхности контролируемого объекта (контактного соединения).

Так, превышение температуры, измеренное при скорости ветра 5 м/с, будет примерно в два раза ниже, чем измеренное при скорости ветра 1 м/с. В диапазоне скоростей 1 - 7 м/с справедлива формула

,                                                               (Б.2)

где DТ1 - превышение температуры при скорости ветра V1;

DТ2 - превышение температуры при скорости ветра V2.

Измерения при скорости ветра выше 8 м/с рекомендуется не проводить.

При пересчетах полученных значений превышения температуры можно помимо формулы пользоваться коэффициентами коррекции (таблица Б.1).

Таблица Б.1 - Коэффициент коррекции от скорости ветра

Скорость ветра, м/с

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

Коэффициент коррекции

1,0

1,36

1,64

1,86

2,0

2,23

2,4

2,5

Следует отметить, что зачастую сила ветра при контроле бывает переменной, поэтому указанный пересчет может привести к дополнительным погрешностям.

Б.3.4 Большое значение при ТК имеет выбор правильного расстояния до диагностируемого объекта, что обусловлено рассеиванием и поглощением ИК-излучения в атмосфере. Контроль необходимо проводить с расстояния, позволяющего фиксировать распределение температуры каждого элемента контролируемого узла трансформатора.

Б.3.5 В ряде случаев, особенно при ТК токоведущих частей, расположенных в небольших замкнутых объемах (например, в КРУ или КРУН), необходимо учитывать возможность получения ошибочных результатов из-за теплового отражения от нагревательных элементов, ламп освещения, соседних фаз и др. (рисунок Б.1).

Рисунок Б.1 - Влияние теплового отражения

Последнее проявляется при контроле токоведущей части с малым коэффициентом излучения, обладающей хорошей отражательной способностью.

В результате термографическая съемка может показать горячую точку (пятно), хотя в действительности это просто тепловое отражение.

Поэтому в подобных случаях необходимо производить обследование объекта под различными углами зрения и изменением местоположения оператора с тепловизором. При необходимости на время измерения отключается освещение объекта и т.п.

Б.3.6 Контроль КС следует производить при нагрузке не менее 30 % от номинальной. ТК электрооборудования и токоведущих частей при токах нагрузки ниже 0,3 Iном не способствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития.

Б.4 При проведении ТК используются следующие приборы:

- тепловизор;

- ИК-термометр (пирометр);

- термометр для определения температуры окружающей среды;

- штатные измерительные приборы электроустановки.

С помощью ИК-термометра определяется значение температуры в характерной точке, хорошо различимой на термограмме. Затем это значение используется в качестве реперного при обработке термограмм. Это относится, в основном, к тепловизорам на пиро-видиконах.

Основные требования к характеристикам тепловизора:

- разрешающая способность по температуре - не менее 0,1 °С;

- верхний предел измеряемого температурного диапазона - не менее 150 °С;

- нижний предел измеряемого температурного диапазона - не более 0 °С;

- диапазон рабочих температур: от минус 5 °С до 50 °С;

- спектральный диапазон: 8-12 мкм;

- возможность автоматической компенсации внешних условий:

а) температуры окружающей среды;

б) излучательной способности объекта;

в) расстояния, с которого ведется съемка;

г) возможность документирования результатов измерений.

Основные требования к характеристикам ИК-термометра:

- абсолютная погрешность измерений должна быть - не более 0,1 °С;

- верхний предел измеряемого температурного диапазона - не менее 200 °С;

- нижний предел измеряемого температурного диапазона - не более 0 °С;

- диапазон рабочих температур: от минус 5 °С до 50 °С;

- спектральный диапазон: 8-12 мкм.

Б.5 Алгоритм ТК силовых трансформаторов

Б.5.1 Подготовка к проведению обследования:

- необходимо ознакомиться с материалами предыдущих обследований, ремонтов, испытаний трансформаторов и масла;

- подготовить необходимую документацию;

- подготовить рабочее место, учитывая безопасные расстояния, определяемые с учетом требований РД 153-34.0-03.150-00 [6];

- проверить загруженность оборудования;

- проверить и подготовить оборудование к работе;

- выбрать наиболее информативный ракурс оборудования, обеспечивающий резкость изображения.

Б.5.2 Порядок проведения обследования:

- измерить температуру всех элементов узла;

- при обнаружении дефекта следует зафиксировать и сохранить данную термограмму;

- зафиксировать и сохранить фотографии дефектного узла цифровым фотоаппаратом в том же ракурсе, как термограмму;

- составить описание дефекта;

- перейти к следующему узлу оборудования.

Б.5.3 Заключительный этап обследования:

- перенести данные с измерительного прибора в персональный компьютер;

- обработать термограммы, произвести оценку теплового состояния узлов оборудования;

- определить необходимость проведения повторного обследования узлов оборудования.

Б.6 Анализ теплового контроля контактных и болтовых контактных соединений

Б.6.1 Оценка теплового состояния КС и болтовых КС, с учетом условий окружающей среды, при токах нагрузки (0,6-1,0) Iном проводится по значению превышения температуры нагрева с проведением при необходимости соответствующего пересчета:

DTном/DTраб = [Iном/Iраб]2,                                                            (Б.3)

где DTном - нормированное значение превышения температуры при номинальной нагрузке Iном;

DTраб - значение превышения температуры при измерении при токе Iраб.

Классификация выявленного дефекта по значению превышения температуры в этом случае осуществляется с учетом значения превышения температуры при номинальной нагрузке (таблица Б.2).

Таблица Б.2 - Параметры классификации дефекта

Степень неисправности

Значение превышения температуры при номинальной нагрузке, °С

Классификация дефекта КС и БКС

Начальная степень

10-20

Начальная степень неисправности, держать под контролем и принять меры по устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику

Развившийся дефект

20-40

Устранить развившийся дефект при ближайшем выводе трансформатора из работы

Аварийный дефект

³ 40

Аварийный дефект. Требует немедленного устранения

Б.6.2 В тех случаях, когда токовая нагрузка находится в пределах (0,3 - 0,6) Iном, во избежание существенных ошибок при пересчете измеренного значения температуры к нормированному рекомендуется оценку теплового состояния контактов и болтовых КС проводить по избыточной температуре с использованием в качестве норматива температуры, соответствующей 0,5 Iном, в соответствии с формулой

DТ0,5 /DIраб = [0,5 Iном/Iраб]2,                                                           (Б.4)

где DТ0,5 - избыточная температура при токе нагрузки 0,5 Iном.

При оценке теплового состояния контактов и болтовых КС по избыточной температуре различают следующие области неисправности (таблица Б.3).

Таблица Б.3 - Оценка состояния КС и БКС по избыточной температуре

Степень неисправности

Значение превышения температуры при номинальной нагрузке, 0,5Iном, °С,

Рекомендация

Начальная степень

5-10

Начальная степень неисправности, держать под контролем и принять меры по устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику

Развившийся дефект

10-30

Устранить развившийся дефект при ближайшем выводе трансформатора из работы

Аварийный дефект

³ 30

Аварийный дефект. Требует немедленного устранения

Б.6.3 Оценку теплового состояния сварных КС, а также КС, выполненных методом обжатия, рекомендуется производить по значению избыточной температуры или коэффициенту дефектности (таблица Б.4).

Таблица Б.4 - Оценка состояния сварных КС и КС, выполненных методом обжатия

Степень неисправности

Коэффициент дефектности

Значения избыточной температуры при токе нагрузки 0,5 Iном, °С,

Рекомендация

Начальная степень

До 1,2 включительно

5-10°С

Начальная степень неисправности, держать под контролем и принять меры по устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику

Развившийся дефект

От 1,2 до 1,5 включительно

10-30 °С

Устранить развившийся дефект при ближайшем выводе трансформатора из работы

Аварийный дефект

Свыше 1,5

Более 30 °С

Аварийный дефект. Требует немедленного устранения

Б.7 Правила безопасности при проведении теплового контроля

Б.7.1 ТК силового трансформатора проводится бригадой из двух и более человек, один из которых имеет группу допуска по электробезопасности не ниже четвертой. При работе с приборами для проведения ТК запрещается приближаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением, на расстояние менее допустимого для этого класса напряжения ПБ 03-440-02 [10].

Б.7.2 Все работы по ТК силовых трансформаторов проводятся в соответствии с межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок РД 153-34.0-03.150-00 [2].

Приложение В
(обязательное)
Методические указания по вибрационному контролю

В.1 Настоящие методические указания устанавливают порядок подготовки и проведения вибрационного контроля, требования к используемой аппаратуре, оформлению результатов измерений, технике безопасности при проведении вибрационного контроля.

В.2 Вибрационный контроль силовых трансформаторов от 630 кВА и выше проводится с целью выявления дефектов на ранней стадии их развития путем определения состояния прессовки активных элементов конструкции трансформатора в целом, фазовых обмоток и сердечников магнитопроводов отдельных фаз, а также оценки вибрационного состояния маслонасосов (при их наличии) и предотвращения аварийных ситуаций и проведения своевременных ремонтов.

В.3 Работы по ВК трехфазных силовых трансформаторов проводятся в процессе эксплуатации оборудования в двух режимах:

- режиме нагрузки (РН) не менее 20 % - режим, при котором через трансформатор происходит передача электроэнергии потребителю;

- режиме холостого хода (XX) - режим, при котором со стороны нагрузки не происходит потребление электроэнергии, но при этом, одна сторона ВН или СН (НН) подключена к сети и только через одну сторону протекает ток XX.

В.4 ВК трехфазных силовых трансформаторов позволяет оперативно оценить текущее техническое состояние активной части трансформатора (без вскрытия бака), маслонасосов, определить причины повышенной вибрации и, что важно, своевременно выявить тенденции ухудшения технического состояния как всего трансформатора, так и отдельных фаз обмоток и сердечника.

При данном обследовании можно обнаружить следующие дефекты:

- нарушение механизма прессовки фазовых обмоток;

- нарушение механизма прессовки сердечника магнитопровода;

- уменьшение жесткости общих элементов конструкции трансформатора в результате механических воздействий электродинамических сил при протекании больших токов - дефект, приводящий к отказам из-за межвитковых замыканий или потери устойчивости обмоток.

Ослабление усилий прессовки приводит к повышенным вибрациям обмоток и, как следствие, к межвитковым замыканиям из-за истирания изоляции.

В.5 Для однозначного определения точек замера и последовательности проведения в них замеров вибрации принимаются несколько допущений.

Сторона, на которой расположены вводы наибольшего напряжения, считают стороной высшего напряжения (ВН).

Сторона, на которой расположены вводы наименьшего напряжения, считают стороной низшего напряжения (НН).

Место установки датчиков на корпусе бака выбирается таким образом, чтобы они «акустически захватывали» часть обмотки и сердечника. Это место соответствует верхнему или нижнему краю обмотки, на рисунке Б.1 оно показано точками. В таком случае вибродатчик будет воспринимать сигналы от обмотки и от магнитопровода. Значительную роль при измерении играет расстояние от источника вибрации, обмотки или магнитопровода до поверхности бака и, чем точнее будет выбрано место установки вибродатчика на внешней поверхности бака, тем выше будет достоверность полученных результатов. Очень важным является повторяемость результатов, поэтому в самом начале работ эти места необходимо отметить, например мелом.

В.6 Для правильного выбора точек проведения измерений вибрации необходимо до проведения измерений ознакомиться с технической документацией на трансформатор. Это является условием правильной установки вибродатчиков на баке трансформатора.

Перед проведением ВК следует убедиться в работоспособности применяемых приборов, соединительных проводов и датчиков.

а)

б)

Рисунок В.1 - Эскиз активной части трансформатора со стороны ВН (а) и стороны НН (б)

В.7 Порядок проведения измерений и обработки результатов

В.7.1 Наилучшие результаты измерений получаются при одновременной записи сигналов во всех точках. Однако такие измерения требуют достаточно дорогостоящих и сложных приборов. Поэтому на практике используют последовательную установку одного датчика. На рисунке В.1 номера рядом с квадратами указывают последовательность проведения замеров вибрации со стороны вводов ВН и НН трансформатора при измерениях вибраций одним датчиком и использовании для обработки результатов экспертной системы «ВЕСТА».

В.7.2 При проведении вибрационного контроля трансформатора его дважды обходят против часовой стрелки, глядя сверху. Измерения начинают с левой верхней части стороны ВН - на холостом ходу и при постоянной рабочей нагрузке, но не менее 20 %. Для каждой фазы замер сначала делается вверху, затем в нижней части.

При установке датчика необходимо соблюсти следующее условие: датчик должен иметь надежный контакт с поверхностью объекта измерений. Перед установкой датчика необходимо очистить поверхность бака и удалить возможные загрязнения (масло, стружку и т.п.). Желательно произвести смазку поверхности датчика смазкой типа Литол-24.

При проведении измерений датчик и соединительный кабель должны быть неподвижны.

В.7.3 Запись сигналов, зарегистрированных вибродатчиком в виброанализатор, производится в каждой из размеченных точек. Измерения выполняются в режимах нагрузки и холостого хода.

После записи полного цикла замеров вибрации в память виброанализатора эта информация переписывается в компьютер, где производится ее анализ с помощью экспертной системы.

Состояние трансформатора оценивается при помощи следующих коэффициентов состояния:

- коэффициент опрессовки обмоток - Kм;

- коэффициент прессовки стали магнитопроводов - Kс;

- коэффициент жесткости общей конструкции - Kк;

- обобщенный коэффициент состояния трансформатора - Kтр.

Для всех коэффициентов заложен следующий качественный принцип: чем больше коэффициент отличается в меньшую сторону от единицы, тем хуже состояние отдельно взятого параметра.

В.7.4 Количественно приняты следующие усредненные диапазоны технического состояния качества прессовки элементов трансформатора:

- от 1,0 до 0,9 - зона хорошего состояния контролируемого параметра. Это зона нормальной работы трансформаторов;

- от 0,9 до 0,8 - зона удовлетворительного состояния контролируемого параметра. Это зона «тревожного» состояния трансформатора. В этой зоне очень важным является выявление тенденций изменения общего состояния в «худшую» сторону, что является очень тревожным параметром;

- от 0,8 и менее - зона неудовлетворительного состояния контролируемого параметра. При таком значении параметров трансформатора, особенно при их периодическом «ухудшении» (уменьшении), следует провести регламентные и ремонтные работы.

В.7.5 При обследовании маслонасосов трансформаторов замеры проводятся виброанализатором на каждом подшипнике (сечения 1 и 2 на рисунке В.2) в трех направлениях - вертикальном, горизонтальном (поперечном), осевом, а также на турбине маслонасоса (сечение 3 на рисунке В.2).

Рисунок В.2 - Эскиз маслонасоса трансформатора

В.7.6 После измерений анализируется уровень вибрации маслонасоса на собственной частоте, учитываются наиболее высокие и низкие частотные составляющие спектра. Сравниваются уровни вибрации одного сечения (подшипника) в разных направлениях.

На основе обработки и анализа спектров вибросигналов в диапазоне от 0,04 до 400 Гц могут быть выявлены следующие дефекты:

- увеличенные зазоры в подшипниках;

- износ подшипников;

- небаланс рабочего колеса насоса;

- небаланс ротора;

- изгиб вала;

- ослабление узлов крепления маслонасоса;

- наличие резонансных явлений в системе трубопроводов.

Состояние маслонасоса может влиять на изоляционные характеристики трансформатора, например при износе подшипников металлическая пыль выносится в бак трансформатора и оседает на поверхности изоляции, что значительно ухудшает ее характеристики.

В.8 Заключение о выявленных дефектах и анализ полученных результатов

По результатам ВК трансформатора программа выдает относительные коэффициенты качества прессовки элементов трансформатора. Все эти коэффициенты рассчитываются как для всего трансформатора, так и для каждой фазы (с разбивкой по зонам) и для любой контролируемой точки.

Для всех коэффициентов заложен следующий качественный принцип: чем больше коэффициент отличается в меньшую сторону от единицы, тем хуже состояние. Максимальное значение коэффициента - единица, соответствующая идеальному состоянию данного параметра.

В.9 Для выполнения вибрационного контроля трехфазных силовых трансформаторов могут использоваться переносные виброметры, виброколлекторы или виброанализаторы, имеющие следующие основные технические характеристики:

- частотный диапазон, не менее ……………………………………………….. 10 - 1000 Гц;

- динамический диапазон, не менее …………………………………………… 60 дБ;

- максимальный уровень регистрируемого сигнала…………………………… 50 мм/с;

- минимальный уровень регистрируемого сигнала …………………………… 0,05 мм/с.

Рабочими условиями эксплуатации переносных спектроанализаторов являются:

- температура окружающего воздуха от - 20 °С до + 60 °С;

- относительная влажность до 90%;

- атмосферное давление от 630 мм. рт. ст. до 800 мм. рт. ст.

В.10 Правила безопасности при проведении вибрационного контроля

В.10.1 Вибрационный контроль силового трансформатора проводится бригадой из двух и более человек, один из которых имеет группу допуска по электробезопасности не ниже четвертой. При работе с приборами для измерения вибрации запрещается подносить датчики к токоведущим частям, находящимся под напряжением, на расстояние менее допустимого для этого класса напряжения.

Датчики должны устанавливаться только на заземленные части оборудования.

В.10.2 Все работы по ВК силовых трансформаторов проводятся в соответствии с межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок РД 153-34.0-03.150-00 [2].

Приложение Г
(обязательное)
Методические указания по отбору, хранению и транспортировке проб трансформаторного масла

Г.1 Настоящие методические указания устанавливают порядок отбора, транспортировки и хранения проб трансформаторного масла.

Г.2 Отбор проб масла на хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится в соответствии с РД 34.46.303-98 [11].

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, производится в трансформаторах напряжением 110 кВ и выше, а также в блочных трансформаторах собственных нужд.

Г.2.1 Отбор проб осуществляется в стеклянные медицинские шприцы (рисунок Г.1) емкостью 10 - 20 мл с заглушкой, изготовленной из наконечника медицинской иглы с запаянным отверстием. Заглушка используется для герметизации шприца после отбора пробы. Для отбора проб могут применяться также специальные пробоотборники «ЭЛХРОМ» емкостью 20 мл (см. п. Г.2.7). Пробоотборник представляет собой комбинацию специального цельностеклянного шприца и прецизионного трехходового крана. Конструкция пробоотборника позволяет производить отбор проб из всех видов электрооборудования без использования дополнительных приспособлений. Потери масла из электрооборудования при этом сводятся до минимума, что особенно важно для маломасляных аппаратов (высоковольтных вводов). Газоплотность пробоотборника позволяет обеспечить минимальные потери газов при хранении и транспортировке.

Рисунок Г.1 - Шприц для отбора проб масла на ХАРГ

Г.2.2 Отбор проб из оборудования следует проводить во время обычной работы оборудования или сразу после снятия с него нагрузки, либо после обесточивания. Это требование является особенно важным, когда необходимо определять содержание воды. В этом случае следует фиксировать температуру масла и время отбора пробы.

При наличии инструкции завода-изготовителя необходимо следовать указаниям, изложенным в ней. Это может оказаться важной информацией для некоторых видов электрооборудования, таких как измерительные трансформаторы, которые имеют специфическую конструкцию и ограниченное количество масла.

При отборе проб трансформаторного масла необходимо следить, чтобы в шприц с маслом не попали механические примеси и пузырьки воздуха.

При отборе проб трансформаторного масла недопустимо:

- производить отбор проб масла в одноразовые пластмассовые шприцы;

- производить отбор проб масла из открытой струи;

- наличие контакта масла с атмосферным воздухом при отборе.

Г.2.3 Перед заполнением шприц необходимо промыть отбираемым маслом. Для этого шприц полностью заполнить отбираемым маслом, после чего, плавным нажатием на поршень, вытеснить все масло из шприца. Процедуру промывки повторить не менее трех раз.

После промывки заполнить шприц маслом и, расположив шприц иглой вверх, вытеснить 1 - 2 мл масла для удаления пузырьков воздуха. Закрыть шприц наконечником-заглушкой (установку заглушки проводят одновременно с надавливанием на поршень шприца).

Внимание! Замена поршней шприцев запрещается, так как поршни не являются взаимозаменяемыми!

Заполнить сопроводительные листы, шприцы с пробами масла поместить в специальную тару.

Г.2.4 При отборе пробы масла из бака трансформатора (рисунок Г.2) маслоотборное устройство необходимо очистить от загрязнений, проверить маркировку шприцев. К маслоотборному штуцеру подсоединить шланг с внутренним диаметром 6 - 8 мм из маслостойкой резины. Приоткрыть вентиль маслоотборного устройства и слить 1 - 2 л масла для промывки штуцера и шланга. Перед окончанием слива свободный конец шланга приподнять вверх для удаления пузырьков воздуха. Плотно ввести присоединительный конус шприца в заранее подготовленное отверстие в шланге (возможно применение медицинской иглы или специально изготовленных переходников), перекрыть конец шланга для создания в нем избыточного давления.

Г.2.5 Отбор проб масла из герметичных вводов должен производиться по технологической карте.

Для вводов со встроенным компенсатором давления пробы масла отбираются непосредственно из ввода. Для вводов с выносным компенсатором давления пробы масла отбираются из бака давления (для уточнения вида предполагаемого дефекта, по согласованию с СИИЗ, допускается отбор пробы масла непосредственно из вводов).

Для отбора пробы масла из герметичного ввода необходимо: закрыть вентиль на вводе, снять заглушку с перекрываемого хода вентиля, прижать конус шприца через мягкую резиновую прокладку толщиной 8 - 10 мм к отверстию вентиля (предварительно в прокладке необходимо проколоть отверстие для конуса шприца). Приоткрыть вентиль до заполнения шприца маслом.

Рисунок Г.2 - Отбор пробы масла из бака силового трансформатора

Г.2.6 Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле, проводит персонал химической лаборатории службы испытаний и измерений. Результаты анализа заносятся в сопроводительный протокол, который после аналитической обработки в службе СИИЗ возвращается на подстанцию с заключением специалистов.

Г.2.7 Отбор проб масла в пробоотборник ЭЛХРОМ (рисунок Г.3) выполняется в следующей последовательности (рисунок Г.4):

- отвернуть две половинки гермоузла;

- повернуть ручку крана в положение 2 и оттянуть поршень;

- переместить уплотнительное кольцо гермоузла в крайнее нижнее положение поршня так, чтобы оно не препятствовало свободному ходу поршня в процессе отбора пробы;

- снять защитные пробки;

- прижать поршень до упора (для обеспечения свободного хода поршня ручка трехходового крана должна быть в положении 2 или 3) и повернуть ручку трехходового крана в положение 1;

- соединить конус крана пробоотборника с источником масла, слить порцию масла через боковой штуцер (для удобства к нему можно присоединить специальный шланг). Рекомендуемое положение пробоотборника при отборе пробы - вертикальное;

- повернуть ручку крана в положение 2, заполнить шприц небольшой порцией масла и повернуть ручку в положение 3;

- слить взятую порцию масла через боковой штуцер спокойным нажатием на поршень;

- повернуть ручку в положение 2 и заполнить шприц до отметки 20 мл;

- повернуть ручку в положение 1;

- установить защитные пробки;

- прикрутить две половинки гермоузла до упора. Проба взята.

Если при отборе пробы по каким-либо причинам пробоотборник не занимает вертикального положения, то для удаления воздушного пузыря пробоотборник необходимо отсоединить от источника, удалить пузырь (в вертикальном положении) и повторить все процедуры снова. Не следует осуществлять процедуру удаления воздуха энергично - это не приведет к желаемому результату, а только осложнит получение достоверной пробы.

Рисунок Г.3 - Пробоотборник «ЭЛХРОМ»

Рисунок Г.4 - Схема расположения ручки трехходового крана при вертикальном положении пробоотборника

Г.3 Технология отбора проб масла на ФХА

Г.3.1 Отбор проб масла производится с помощью клапана для отбора проб или сливного клапана на дне аппарата с соблюдением как минимум следующих правил:

- обеспечить отбор проб квалифицированным персоналом;

- следует избегать отбора проб на открытом воздухе при дожде, снегопаде, тумане и ветре. Если отбор проб нужно провести при таких погодных условиях, то необходимо соблюдать специальные предосторожности;

- использовать только сухие, чистые емкости - стеклянные бутылки или металлические сосуды без швов. Если имеется прозрачная тара для проб масла, то необходимо поместить ее в непрозрачный футляр. Другие сосуды можно использовать, только если гарантирована их пригодность;

- отбросить достаточное количество масла для удаления каких-либо примесей, которые могли бы накопиться в патрубке для отбора проб;

- промыть сосуды отбираемым маслом;

- наполнить сосуды, по возможности стараясь направить течение отбираемой жидкости по стенке сосуда, избегая тем самым захват воздуха;

- обеспечить наполнение каждого сосуда примерно на 95 % его емкости;

- после отбора проб тщательно закрыть клапан для отбора проб;

- закрыть сосуд с пробой масла уплотнительным элементом, после чего закрутить крышку тары;

- пометить пробы, указывая как минимум следующие данные:

а) обозначение оборудования;

б) место отбора пробы;

в) температуру масла;

г) дату отбора пробы;

- хранить пробы в темном месте, если использованы прозрачные сосуды.

Г.4 Проверка шприцов на герметичность

Г.4.1 Шприц должен быть проверен на герметичность. Проверку шприца на герметичность следует проводить следующим образом: поршень оттягивается до предела, шприц герметизируется заглушкой или иглой с резиновой пробкой и надавливается на поршень с таким усилием, чтобы он сместился не менее чем на половину объема. В таком положении опускается весь шприц, включая часть, в которую вставлен поршень, в сосуд с водой и выдерживается под водой в сжатом состоянии в течение 20 - 30 с. Если шприц герметичен, то выделение пузырьков воздуха не наблюдается.

Г.4.2 Специальную (дополнительную) проверку шприца на герметичность проводят путем хранения шприца с маслом, содержащем растворенный водород в концентрации 0,05 - 0,1% об., в течение двух недель и сравнения результатов определения содержания водорода в начале и в конце хранения. Герметично закрытый шприц должен храниться при комнатной температуре в темном месте. Допускается к применению шприц, в котором изменение содержания водорода в масле за две недели не превышает 5 %.

Г.5 Хранение проб масла

Пробы масла хранят при комнатной температуре в защищенном от света месте.

Пробы масла для ФХА должны быть предоставлены в лабораторию в течение 2-х месяцев с момента отбора в плотно закрываемой затемненной таре объемом не менее 1 л, а для ХАРГ, проверенных по п. 3.1, до семи дней, проверенных по п. 4.2, - до двух недель настоящих методических указаний с момента отбора в специальных стеклянных шприцах объемом 10 - 20 мл.

Г.6 Транспортировка проб масла

Г.6.1 Пробы масла транспортируют в герметично закрытых шприцах, помещенных либо горизонтально, либо вертикально заглушками вниз в специальных контейнерах.

Г.6.2 При транспортировке необходимо избегать сильной вибрации, тряски, резких перепадов температур и попадания прямого солнечного света на пробы масла.

Приложение Д
(обязательное)
Методика электрометрического контроля силовых трансформаторов

Д.1 Измерение сопротивлений изоляции

Д.1.1 Измерение сопротивлений изоляции обмоток

Измерение сопротивлений изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром на напряжение 2500 В по схемам таблицы Д.1. При текущем ремонте измерение производится в том случае, если специально не требуется проводить расшиновку трансформатора.

Таблица Д.1 - Схемы измерения сопротивлений изоляции обмоток силовых трансформаторов

Последовательность измерений

Двухобмоточные трансформаторы

Трехобмоточные трансформаторы

Трансформаторы с расщепленной обмоткой НН

обмотки, на которых производят измерения

заземляемые части трансформатора

обмотки, на которых производят измерения

заземляемые части трансформатора

обмотки, на которых производят измерения

заземляемые части трансформатора

1

НН

Бак, ВН

НН

Бак, СН, ВН

НН1

НН2, Бак, ВН

2

ВН

Бак, НН

СН

Бак, ВН, НН

НН2

НН1, Бак, ВН

3

(ВН+НН)*

Бак

ВН

Бак, НН, СН

ВН

НН1, НН2, Бак

4

-

-

(ВН+СН)*

Бак, НН

(ВН+НН1(2))*

НН2(1), бак

5

-

-

(ВН+СН+НН)*

Бак

(ВН+НН1+НН2)*

Бак

______________

* Измерения производят в тех случаях, если при измерении по основным схемам получают результаты, не удовлетворяющие допустимым значениям, устанавливаемым нормативной и технической документацией.

Для трансформаторов на напряжение 220-750 кВ сопротивления изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ включительно - не ниже 10 °С.

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются таблицей Д.2. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30 % и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными.

Таблица Д.2 - Наименьшие допустимые значения сопротивлений изоляции

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ

Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С

10

20

30

40

50

60

70

До 35

450

300

200

130

90

60

40

Д.1.2 Измерение сопротивлений изоляции ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек

Проверка сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

Сопротивления изоляции обмоток измеряют мегаомметром на напряжение 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивлений изоляции не нормируется, но ориентировочно она находится в пределах 2¸3 МОм для масляных трансформаторов на номинальное напряжение 10 кВ и 10¸20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивлений изоляции находится в пределах 1¸2 МОм.

Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно металла магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытаний 1 мин.

Если в процессе эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец снижается более чем на 50 % от исходных величин, то она считается неудовлетворительной.

Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются и заусенцы и грязь под стальными шайбами. После измерения сопротивлений изоляции заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма.

Д.2 Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) и емкости изоляции обмоток

Измерения производятся только у находящихся в эксплуатации силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше при неудовлетворительных результатах ФХА (область «риска», п. 25.3.1 РД 34.45-51.300-97 [4]) и/или ХАРГ (см. Г.2), а также в объеме комплексных испытаний по специальной заявке или техническому заданию эксплуатирующей организации. У трансформаторов на напряжение 220 - 750 кВ tgd рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °С, а до 150 кВ включительно - не ниже 10 °С.

Измерение tgd изоляции обмоток должно производиться при одной и той же температуре, или приводиться к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения.

Измерение tgd и емкость обмоток трансформаторов производят по схемам, приведенным в таблице Д.1.

Для вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, значения tgd изоляции обмоток должны соответствовать требованиям РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.3 Измерение сопротивлений обмоток постоянному току.

Измеряются междуфазные сопротивления на всех ответвлениях обмоток, если в паспорте на силовой трансформатор нет других указаний. При наличии нулевого провода дополнительно измеряется одно из фазных сопротивлений. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2 % от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз или от данных завода-изготовителя.

При измерении сопротивлений постоянному току обмоток силовых трансформаторов выявляются дефекты:

- обрывы в обмотках (например, в проводах параллельных ветвей);

- в местах соединений ответвлений к обмотке;

- в местах соединений выводов обмоток к выводам трансформатора;

- в местах соединения отпаек к переключателю;

- в переключателе - в контактах переключателя и его сочленениях.

Измерения сопротивлений постоянному току производятся мостовым методом или методом амперметра-вольтметра (см. рисунок Д.1).

Д.3.1 Метод амперметра-вольтметра

Измерения производятся приборами с классом точности 0,5. Пределы измерений приборов должны быть выбраны таким образом, чтобы отсчеты проводились во второй половине шкалы. Величина тока не должна превышать 20 % номинального тока объекта измерения во избежание искажения результатов измерения из-за нагрева. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять при полностью установившемся токе.

При измерениях методом амперметра-вольтметра сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, рекомендуется применять схему измерения, позволяющую снизить время установления тока в измерительной цепи временной формировкой тока. Это достигается шунтированием реостата (или части его) в течение нескольких секунд. Сопротивление реостата должно быть не менее чем в 8 - 10 раз больше, чем сопротивление обмотки.

а)

б)

Рисунок Д.1 - Схема измерения сопротивлений постоянному току обмоток трансформатора методом амперметра-вольтметра (а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений)

Д.3.2 Мостовой метод

При измерении сопротивления мостовым методом в цепь питания рекомендуется включать дополнительное сопротивление, снижая тем самым постоянную времени цепи, что ведет к уменьшению времени установления тока. В этих случаях для получения необходимого тока нужно применять аккумуляторную батарею более высокого напряжения. Во избежание повреждения моста гальванометр включают при установившемся значении тока, а выключают до отключения тока.

При наличии выведенной нейтрали измерение производится между фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение сопротивления между линейными выводами пересчитывается на фазное по формулам при соединении обмоток трансформатора в звезду

Rф = Rизм/2;                                                                    (Д.1)

при соединении обмоток трансформатора в треугольник

Rф = 3/2 ∙ Rизм,                                                                  (Д.2)

где Rф - приведенное фазовое сопротивление;

Rизм - измеренное сопротивление между линейными выводами.

Сопротивления обмоток постоянному току различных фаз на одноименных ответвлениях не должны отличаться друг от друга или от предыдущих (заводских) результатов измерений более чем ± 2 %. Кроме того, должна соблюдаться одинаковая по фазам закономерность изменения сопротивления постоянному току по ответвлениям в различных положениях переключателя. Этим проверяется правильность подсоединения ответвлений к переключателю и его работы.

Особое внимание необходимо обращать на закономерность изменения сопротивления постоянному току по отпайкам в трансформаторах с переключателями под нагрузкой. Нарушения закономерности по фазам и между фазами у трансформаторов с РПН могут иметь место из-за неправильного сочленения валов переключателя и работы его привода, а также из-за неправильного подсоединения отпаек обмоток к переключающему устройству.

Результаты измерений сопротивления постоянному току должны сравниваться только при одной и той же температуре.

Пересчет сопротивления на другую температуру производят по формуле

R2 = R1 ∙ (K + t2)/(K + t1),                                                         (Д.3)

где R- сопротивление, измеренное при температуре t1, Ом;

R2 - сопротивление, приводимое к температуре t2, Ом;

K - коэффициент, равный 245 для обмоток из алюминия и 235 - из меди.

За температуру обмотки полностью собранных и залитых маслом трансформаторов принимается установившаяся температура верхних слоев масла.

Для сухих трансформаторов и сердечников масляных трансформаторов, вынутых из масла, за температуру обмотки может быть принята температура окружающего воздуха, если трансформатор находился в данных условиях не менее 12 час.

Д.4 Проверка коэффициента трансформации

Проверка должна осуществляться на всех ответвлениях переключателя.

Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателю. Проверка производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2 % от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентом трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

Из предусмотренных ГОСТ 3484.1 методов определения коэффициента трансформации в практике наладочных работ используется метод двух вольтметров.

По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время должно составлять не менее 1 % номинального напряжения. Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении.

При испытаниях трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обеих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток «звезда-треугольник» коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз.

Согласно ГОСТ 3484.1 при испытании трехобмоточных трансформаторов и трансформаторов с ращепленными обмотками коэффициент трансформации достаточно проверить для двух пар обмоток, причем измерения на всех ответвлениях каждой из обмоток достаточно провести один раз.

Д.5 Измерения тока и потерь холостого хода

Измерение тока и потерь холостого хода проводятся для трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше. В случае если мощность трансформатора менее 1000 кВА, то измерения тока и потерь холостого хода проводятся после капитального ремонта.

В соответствии с требованиями ПУЭ [9] производится одно из измерений:

а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;

б) при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).

Ток холостого хода Ixx обычно выражают в % от Iном.

Ixx = Iизм/Iном,                                                                  (Д.4)

Ток и потери холостого хода являются паспортными данными силовых трансформаторов.

Потери холостого хода трансформаторов Pхх, измеренные при нормальной частоте и весьма малом возбуждении (порядка нескольких процентов от номинального напряжения трансформатора), можно пересчитать к потерям холостого хода при номинальном напряжении по формуле

Pхх = P'хх ∙ (Uном/U')n,                                                             (Д.5)

где   P'хх =

Pизм - Pпр потери, измеренные при подводимом при измерении напряжении (возбуждении) U;

Pпр и Pизм -

соответственно мощность, потребляемая приборами, и суммарные потери в трансформаторе и приборах;

n -

показатель степени, равный для горячекатаной стали 1,8, для холоднокатаной стали - 1,9.

Заводы-изготовители производят измерения потерь холостого хода при номинальном напряжении и при малом (обычно 380 В) напряжении.

Измерение потерь холостого хода может быть произведено также при напряжении, равном 5 - 10 % от номинального. Отличие полученных значений потерь от заводских данных должно быть не более 10 % для однофазных и не более 5 % для трехфазных трансформаторов.

Измерение потерь холостого хода производится при напряжении и по схемам, указанным в протоколе испытания завода-изготовителя.

Необходимо иметь в виду, что если измеряют потери у нескольких одинаковых трансформаторов (одинаковая трансформаторная сталь и одинаковая величина подводимого напряжения), то у сравниваемых трансформаторов одинаковым значениям потерь холостого хода при номинальном напряжении (указанным заводом-изготовителем) должны соответствовать приблизительно одинаковые значения потерь при малом напряжении. Кроме того, у одинаковых трансформаторов соотношения фазовых потерь должны быть приблизительно равными.

Измерения тока и потерь холостого хода должны соответствовать требованиям РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.6 Оценка состояния переключающих устройств.

Оценка состояния переключающих устройств с ПБВ и РПН производится в соответствии с требованиями РДИ 34-38-058-91 [12].

Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно инструкциям завода-изготовителя.

Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе.

Круговую диаграмму переключающего устройства снимают при повороте ведущего вала от одного заранее выбранного положения до другого, затем при повороте обратно. Диаграмма снимается таким образом, чтобы можно было проверить работу всех контактов контактора и избирателя.

Для оценки правильности работы переключающего устройства типа ПБВ измеряются сопротивления постоянному току регулируемой обмотки при всех положениях переключателя, и проверяется коэффициент трансформации. Измерение сопротивления постоянному току производится методом «амперметра-вольтметра» или мостовым методом. Наибольшее сопротивление регулируемой обмотки трансформатора имеет место в положении 1 переключателя (наибольшего коэффициента трансформации), а наименьшее - в положении V (наименьшего коэффициента трансформации). В случае несоответствия значений сопротивлений положениям переключателя производят настройку последнего. Для этого переключатель устанавливается в положение, при котором сопротивление наибольшее. Затем, не трогая приводной механизм, разбирают головку привода и крышку привода устанавливают так, чтобы указатель был против положения.

Переключающее устройство в трехфазном исполнении имеет один привод на все три фазы или на каждую в отдельности. Правильность сборки таких переключателей проверяют измерением сопротивления между фазами, которые практически должны быть одинаковыми при конкретном положении ПБВ.

Д.7 Измерение сопротивления короткого замыкания трансформатора.

Распространенным дефектом крупных силовых трансформаторов является деформация обмоток из-за воздействия динамических сил при коротких замыканиях. Деформация обмоток вызывает изменение индуктивности и емкости смещающихся катушек или дисков, что в свою очередь вызывает изменение полного сопротивления короткого замыкания обмотки. Сравнение измеренного значения сопротивления короткого замыкания обмотки с полученными ранее (до воздействия токов короткого замыкания) позволяет оценить степень деформации обмоток.

У неповрежденного трансформатора значения сопротивления короткого замыкания обмотки отдельных фаз не должны существенно отличаться. Значение сопротивления короткого замыкания должно отвечать требованиям РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.8 Испытания и измерения вводов

Испытания и измерения вводов должны отвечать требованиям РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.8.1 Измерение сопротивления изоляции вводов производится мегаомметром на напряжение 1000-2500 В. Значение сопротивления должно быть при вводе в эксплуатацию не менее 1000 МОм, в эксплуатации - не менее 500 МОм. Уменьшение сопротивления происходит, как правило, одновременно с увеличением tgd и снижением емкости изоляции ввода и связано с ухудшением состояния как твердой изоляции, так и масла.

Измерения вводов должны отвечать требованиям п. 23.1. РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.8.2 Измерение tgd и емкости производится:

- у основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ;

- изоляции измерительного конденсатора последних слоев изоляции при напряжении 5 кВ.

Измерения должны отвечать требованиям п. 23.2, а допустимые значения tgd изоляции вводов не должны превышать данных табл. 23.1 РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.8.3 Испытание повышенным напряжением вводов, установленных на трансформаторе, производится совместно с испытанием его обмоток. Испытание вводов, не установленных на трансформатор (перед монтажом нового или капитально отремонтированного ввода), производится по требованиям РД 34.45-51.300-97 [4].

Испытание повышенным напряжением позволяет выявить скрытые дефекты изоляции ввода, не определяемые другими способами, и поэтому выполняется после всех других испытаний изоляции.

В трансформаторах применяют вводы с бумажно-масляной и с маслобарьерной изоляцией. В первом случае основой изоляции служит изоляционная бумага, пропитанная маслом и разделенная на слои уравнительными обкладками, во втором - трансформаторное масло, разделенное на слои бумажно-бакелитовыми цилиндрами с уравнительными обкладками. В последнее время применяются вводы с твердой изоляцией.

Результаты измерений должны соответствовать требованиям п. 23.3 РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.8.4 Проверка качества уплотнений вводов производится созданием в них избыточного давления 100 кПа в течение 30 мин. При этом не должно наблюдаться течи масла и снижения испытательного давления более чем на 5 кПа. Такое испытание позволяет определить слабые места, не выявленные при внешних осмотрах. Особое внимание следует уделять уплотнениям в верхней части ввода, которые в эксплуатации работают при очень малом избыточном давлении.

Д.8.5 Проверка манометров производится у вводов с бумажно-масляной изоляцией герметичного исполнения. Успешная работа такого ввода зависит, в первую очередь, от надежности его уплотнений. Снижение показания манометра ввода свидетельствует о нарушении герметичности. Однако если манометр неисправен, то установить потерю герметичности не всегда возможно. Поэтому и предусмотрена проверка манометров в межремонтный период. Ее следует производить в случаях, если манометр не изменяет своего показания при значительных изменениях температуры окружающей среды или нагрузки. Минимально и максимально допустимые давления масла в герметичном вводе указываются в его паспорте. Для того чтобы манометр был достаточно чувствительным индикатором состояния уплотнений ввода, его шкала не должна сильно превышать рабочего давления масла. Оптимальным является случай, когда предел измерения манометра в 1,5 раза превышает максимальное или в 2 раза среднее рабочее давление. Повышение давления масла во вводе свидетельствует о нарушении свойств трансформаторного масла, и оно должно быть проверено (измеряется tgd).

При проверке манометров должны учитываться требования п. 23.6 РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.8.6 Испытание масла из вводов выполняется в соответствии с требованиями п. 23.5 РД 34.45-51.300-97 [4]. В некоторых энергосистемах производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов (особенно при повышении давления в герметичных вводах). При этом могут быть диагностированы те же повреждения, что и в трансформаторах.

В масле герметичных вводов могут присутствовать механические примеси металлического характера. Они обнаруживаются при просматривании масла в проходящем свете.

Замену масла в герметичном вводе в случае необходимости можно произвести непосредственно на месте установки без снятия ввода с трансформатора. Последовательность операций приведена в инструкции по замене масла герметичных вводов с баками давления в эксплуатации без демонтажа оборудования в соответствии с инструкцией [11].

Д.8.7 Контроль изоляции вводов под рабочим напряжением по пп. 23.1, 23.2 (кроме измерения сопротивления изоляции и tgd зоны С3) и 23.5 в эксплуатации может производиться только при получении неудовлетворительных результатов испытаний по 23.7 РД 34.45-51.300-97 [4].

Периодичность контроля вводов под рабочим напряжением в зависимости от величины контролируемого параметра до организации автоматизированного непрерывного контроля приведена в 23.7 РД 34.45-51.300-97 [4].

Д.9 Испытание встроенных трансформаторов тока

Испытание производится в соответствии с требованиями РД 34.45-51.300-97 [4]. Испытание встроенных трансформаторов тока не проводится для сухих трансформаторов независимо от мощности.

Приложение Е
(обязательное)
Форма паспорта технического состояния силового трансформатора


 

СОДЕРЖАНИЕ

ЧАСТЬ I

ДОКУМЕНТАЛЬНЫЕ СВЕДЕНИЯ

ФОРМУЛЯР № 1

Регистрация работ

ФОРМУЛЯР № 2

Документация, использованная при оформлении паспорта

ФОРМУЛЯР № 3

Паспортные данные трансформатора

ФОРМУЛЯР № 4

Сведения о ремонтах

ЧАСТЬ II

КОНТРОЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ФОРМУЛЯР № 5

Характеристики твердой изоляции вводов

ФОРМУЛЯР № 6

Физико-химический анализ масла

ФОРМУЛЯР № 7

Хроматографический анализ растворенных в масле газов

ФОРМУЛЯР № 8

Наличие и фракционный состав механических примесей в масле

ФОРМУЛЯР № 9

Результаты вибрационного обследования

ФОРМУЛЯР № 10

Распределение температуры по боковой поверхности трансформатора

ФОРМУЛЯР № 11

Результаты тепловизионного обследования вводов трансформатора и контактных соединений

ФОРМУЛЯР № 12

Результаты визуального обследования трансформатора

ФОРМУЛЯР № 13

Выводы

ФОРМУЛЯР № 14

Рекомендации

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 1

Регистрация работ

 

ВИД РАБОТ

Техническое диагностирование трансформатора

ДАТА НАЧАЛА

 

 

 

ДАТА ОКОНЧАНИЯ

 

 

СОСТАВ БРИГАДЫ СПЕЦИАЛИСТОВ

Ф.И.О. Должность

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭДЦ

«____________________»

РАЗРЕШЕНИЕ

Выдано:

Дата выдачи:

Лицензия действительна до:

СУБПОДРЯДНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ

 

РАЗРЕШЕНИЕ СУБПОДРЯДНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ

 

ПОДПИСИ ЧЛЕНОВ БРИГАДЫ ЭДЦ

 

 

 

 

 

Список сертифицированных членов бригады

№ п/п

Ф. И.О.

Номер квалификационного удостоверения

Виды контроля, уровень

 

 

 

 

             

 

Перечень приборов

№ п/п

Тип и заводской номер прибора

Свидетельство о поверке

Дата следующей поверки

1

 

 

 

2

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 2

Документация, использованная при оформлении паспорта

ВИД ДОКУМЕНТАЦИИ

ОТМЕТКА ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ (ДА/НЕТ)

Конструкторская документация изготовителя на трансформатор

 

Протоколы штатных измерений и испытаний

 

Ремонтная ведомость

 

Схема электроснабжения объекта

 

Электрическая схема трансформатора

 

     

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 3

Паспортные данные трансформатора

Тип

 

Заводской номер

 

Станционный

 

Схема и группа соединения

 

Завод-изготовитель

 

Год изготовления

 

Номер чертежа трансформатора

 

Год ввода в эксплуатацию

 

Переключающее устройство

 

Номинальная мощность, МВА

 

Номинальное напряжение обмотки, кВ

 

- ВН

 

- НН1

 

- НН2

 

Номинальный ток обмотки, А

 

- ВН (основного вывода)

 

- НН1

 

- НН2

 

Ток XX, %

 

Потери XX при номинальном напряжении, кВт

 

Потери КЗ, кВт

 

Система охлаждения

 

Защита масла от увлажнения

 

Чарка залитого масла

 

     

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 4

Сведения о ремонтах

 

Дата

Вид

Содержание

Заключение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 5

Характеристики твердой изоляции вводов

 

Дата

Схема измерения

Температура изоляции, °С

tgd, %

R60, МОм

С, пФ

Влажность, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 6

Физико-химический анализ масла

 

Дата

Пробивное напря
жение, кВ

Кислотное число, мг КОН/г

Температура вспышки, °С

Влаго
содер
жание, г/т

Содер
жание механ. примесей, %

tgd, % 70 °С

tgd, % 90 °С

Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН/г

Содержание раство
римого шлама, %

Содержание антиокисл. присадки, %

Бак

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 7

Хроматографический анализ растворенных в масле газов

 

Дата

Концентрация растворенных в масле газов, ppm (мкл/л)

CO2/CO

Н2

О2

N2

CH4

CO

CO2

C2H4

C2H6

C2H2

SCXHY

Бак

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 8

Наличие и фракционный состав механических примесей в масле

 

Количество частиц, шт., размером, мкм

Класс пром. чистоты

Присадка, %

Влагосодержание, г/т

2-5

5-10

10-25

25-50

50-100

>100

Бак

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 9

Результаты вибрационного обследования

 

Величина нагрузки (% от номинальной) _______________

 

Сторона трансформатора

Точки

СКЗ виброскорости в точках замера, мм/с

А

В

С

XX

РН

XX

РН

XX

РН

ВН

верхняя

 

 

 

 

 

 

нижняя

 

 

 

 

 

 

НН

верхняя

 

 

 

 

 

 

нижняя

 

 

 

 

 

 

 

Сторона трансформатора

Точки

Коэффициент прессовки обмотки в фазе

А

В

С

ВН

верхняя

 

 

 

нижняя

 

 

 

НН

верхняя

 

 

 

нижняя

 

 

 

 

Сторона трансформатора

Точки

Коэффициент прессовки магнитопровода в фазе

А

В

С

ВН

верхняя

 

 

 

нижняя

 

 

 

НН

верхняя

 

 

 

нижняя

 

 

 

 

Сторона трансформатора

Точки

Коэффициент общего крепления конструкции в фазе

А

В

С

ВН

верхняя

 

 

 

нижняя

 

 

 

НН

верхняя

 

 

 

нижняя

 

 

 

 

Показатель

Значение

Состояние

Обобщенный коэффициент состояния трансформатора

 

 

Обобщенный коэффициент опрессовки обмотки

 

 

Коэффициент прессовки активной стали

 

 

Коэффициент общего крепления конструкции

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 10

Распределение температуры по боковой поверхности трансформатора

 

Величина нагрузки (% от номинальной) ___________ Температура среды °С ____

Установленное значение излучательной способности тепловизора

Максимальная температура в секторе, °С

 

 

А

В

 

С

Торец фазы С

6

 

 

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

C

В

 

A

Торец фазы A

6

 

 

 

 

 

 

 

 

5

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9

10

11

12

13

14

15

16

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 11

Результаты тепловизионного обследования вводов трансформатора и контактных соединений

 

Величина нагрузки (% от номинальной) ________ Температура среды °С___

 

Вводы

Соединение, узел

Фаза

Температура узла, °С

Избыточная температура, °С

Внешнее КС

Внутреннее КС

Категория дефекта

Рекомендации

Категория дефекта

Рекомендации

ВН

БКС

А

 

 

 

 

 

 

В

 

 

 

 

 

 

С

 

 

 

 

 

 

НН1

БКС

А

 

 

 

 

 

 

В

 

 

 

 

 

 

С

 

 

 

 

 

 

НН2

БКС

А

 

 

 

 

 

 

В

 

 

 

 

 

 

С

 

 

 

 

 

 

нейтраль

БКС

 

 

 

 

 

 

 

 

Фарфоровые изоляторы вводов

Фаза

Максимальная температура, °С

Изменение температуры по высоте, °С

Состояние

ВН

А

 

 

 

В

 

 

 

С

 

 

 

НН1

А

 

 

 

В

 

 

 

С

 

 

 

НН2

А

 

 

 

В

 

 

 

С

 

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 12

Результаты визуального обследования трансформатора

 

Датчик

Состояние датчика

Показание датчика

Уровня

 

 

Температуры

 

 

Давления

 

 

 

Система

Состояние

Описание дефекта

Система уплотнения

 

 

Система защиты масла

 

 

Система охлаждения

 

 

Термосифонный фильтр

 

 

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 13

Выводы

 

1. Состояние трансформаторного масла по результатам физико-химического анализа.

2. Диагностика внутренних дефектов по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов.

3. Результаты вибрационного обследования трансформатора.

Состояние опрессовки обмотки.

Состояние прессовки стали.

Состояние конструкции.

4. Результаты анализа распределения температуры по боковой поверхности трансформатора.

5. Результаты тепловизионного обследования вводов трансформатора и контактных соединений.

Ввод ВН, фаза А.

Ввод ВН, фаза В.

Ввод ВН, фаза С.

Ввод НН1, фаза А.

Ввод НН1, фаза В.

Ввод НН1, фаза С.

Нейтраль.

6. Результаты визуального обследования трансформатора.

Состояние датчика уровня.

Состояние датчика температуры.

Состояние датчика давления.

Состояние системы уплотнения.

Состояние системы защиты масла.

Состояние системы охлаждения.

Состояние термосифонного фильтра.

7. Наличие документации.

Техническое состояние трансформатора.

Работоспособность трансформатора.

 

(Наименование производственного управления)

ФОРМУЛЯР № 14

Рекомендации

 

Текст рекомендации.

 

Библиография

[1]

Руководящий документ Ростехнадзора

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах

 

РД 03-484-02

 

[2]

Руководящий документ Минэнерго России

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

 

РД 153-34.0-03.150-00,

 

ПОТ РМ-016-2001

 

[3]

Руководящий документ Ростехнадзора

Инструкция по визуальному и измерительному контролю

 

РД 03-606-03

 

[4]

Руководящий документ РАО ЕЭС России

Объем и нормы испытаний электрооборудования

 

РД 34.45-51.300-97

 

[5]

Руководящий документ Минэнерго СССР

Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел

 

РД 34.43.105-89

 

[6]

Руководящий документ РАО ЕЭС России

Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле

 

РД 34.43.107-95

 

[7]

Руководящий документ РАО ЕЭС России

Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле

 

РД 153-34.0-46.302-00

 

[8]

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП) (утверждены приказом Минэнерго России 13.01.2003 г. № 6)

 

[9]

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7-е издание, дополненное с исправлениями (утверждены приказом Минэнерго России от 08.07.2002 г. № 204)

 

[10]

Правила Ростехнадзора

Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля

 

ПБ 03-440-02

 

[11]

Руководящий документ РАО ЕЭС России

Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов

РД 34.46.303-98

 

[12]

Руководящий документ ЦКБ Энергоремонт

Типовая технологическая инструкция для трансформаторов напряжением 110 - 1150 кВ мощностью 80 МВА и более

 

РДИ 34.38-058-91

 

[13]

Инструкция по замене масла герметичных вводов с баками давления в эксплуатации без демонтажа оборудования (утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР 19 марта 1981г.)