Диагностика силовых трансформаторов
Подождите немного. Документ загружается.
Анализ газов, растворенных в масле 31
обоснованного решения о допустимости включения трансформатора в
работу после монтажа и капитального ремонта без сушки.
Нормирование по допустимому значению R
60”
и R
60”
/R
15”
Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем
сравнения результатов испытаний с нормами.
Поскольку значение сопротивления R
60”
изоляции определяется не
только состоянием изоляции трансформатора, но также его геометри-
ческими размерами, количеством и видом изоляции, то при нормировании
допустимых значений R
60”
в качестве определяющих параметров
использовались напряжение и мощность трансформатора.
Допустимые значения сопротивления R
60”
установлены не для всех
трансформаторов. Оценить состояние изоляции по допустимому значению
сопротивления R
60”
после монтажных работ можно только у
трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно (табл.3.3) [Л.5], а
после капитального ремонта - у трансформаторов напряжением до 110 кВ
включительно [Л.5] (табл 3.4).
Таблицаi3.3. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции
R
60”
обмоток трансформатора напряжением до 35 кВ включительно, залитого
маслом (после монтажных работ)
Мощность
трансформатора,
Значение R
60”
, МОм , при температуре
обмотки, °С
кВА 10 20 30 40 50 60 70
До 6300 включительно 450 300 200 130 90 60 40
10 000 и более 900 600 400 260 180 120 80
Допустимые значения отношения R
60”
/R
15”
также установлены не для
всех трансформаторов. После монтажных работ оценить состояние
изоляции по допустимому значению R
60”
/R
15”
можно только у
трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью менее
10000 кВА, а после капитального ремонта - у трансформаторов
напряжением до 110 кВ включительно всех мощностей. У
вышеперечисленных трансформаторов значение R
60”
/R
15”
должно быть не
менее, чем 1,3 [Л.5].
Таблицаi3.4.iНаименьшие допустимые значения сопротивления изоляции
R60” обмоток трансформатора в масле (после капитального ремонта)
Характеристика
трансформатора
Значения R
60
, МОм, при температуре
обмотки, °С
(напряжение и мощность) 10 20 30 40 50 60 70
До 35 кВ включительно
независимо
от мощности
450 300 200 130 90 60 40
Диагностика
трансформаторов
Характеристика
трансформатора
Значения R
60
, МОм, при температуре
обмотки, °С
(напряжение и мощность) 10 20 30 40 50 60 70
110 кВ независимо
от
мощности
900 600 400 260 180 120 80
Нормирование по допустимому относительному отклонению от
первоначального (заводского, перед капитальным ремонтом) значения R
60”
Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем сравнения
результатов испытаний с первоначальными значениями. Значение
сопротивления изоляции R
60”
после монтажных работ для трансформаторов
на напряжения 110 - 750 кВ должно быть не менее 70 % значения,
указанного в паспорте [Л.5]. Согласно последним указаниям [Л.6] это
сопротивление изоляции должно быть не менее 50 % от величины,
указанной в паспорте. Допустимо снижение сопротивления изоляции R
60”
за
время капитального ремонта [Л.5] для трансформаторов напряжением до 35
кВ включительно мощностью до 10000 кВА включительно - не более чем на
40 %; для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно
мощностью более 10000 кВА и напряжением 110 кВ и более всех
мощностей - не более чем на 30 % .
4.6. Измерение Tg
Во время монтажа и капитального ремонта возможно недопустимо
большое увлажнение изоляции обмоток. Измеренные значения tgi
изоляции обмоток совместно со значениями R
60”
и R
15”
позволяют принять
обоснованное решение о допустимости включения трансформатора в работу
без сушки.
Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем
сравнения результатов испытаний с нормами.
Допустимые значения tgi изоляции обмоток установлены не для всех
трансформаторов. Оценить состояние изоляции по допустимому значению
tgi изоляции обмоток после монтажных работ можно только у
трансформаторов напряжением до 35iкВ включительно (табл.3.5) [Л.5]. Для
трансформаторов, включаемых в работу после капитального ремонта,
установлены допустимые tg изоляции обмоток практически для всех на-
пряжений (табл.3.6) [Л.5].
Кроме того, без сравнения с паспортными значениями, следует счи-
тать удовлетворительным значение tgi изоляции обмоток, если он приве-
ден к заводской температуре и не превышает 1 %. Очевидно, что в этом слу-
чае не учитывается влияние tgi масла на нормированное значение tg изо-
ляции обмоток [Л.5].
32
Анализ газов, растворенных в масле 33
Таблица 3. .5 Наибольшие допустимые значения tgiизоляции обмоток
трансформаторов на напряжение до 35iкВ включительно, залитых маслом
(после монтажных работ)
Мощность
трансформатора,
Значения tg ,%,
при температуре обмотки, °С
кВА 10 20 30 40 50 60 70
До 6300 включительно 1,2 1,5 2,0 2,5 3,4 4,5 6,0
10 000 и более 0,8 1,0 1,3 1,7 2,3 3,0 4,0
Таблица 3. 6.iНаибольшие допустимые значения tg изоляции обмоток
трансформаторов в масле (после капитального ремонта)
Характеристика
трансформатора
Значения tg , %,
при температуре обмотки, °С
(напряжение и мощность) 10 20 30 40 50 60 70
35 кВ мощностью более
10000 кВА
110-150 кВ независимо от
мощности
1,8 2,5 3,5 5,0 7,0 10,0 14
220-500 кВ независимо
от мощности
1,0 1,3 1,6 2,0 2,5 3,2 4,0
Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем
сравнения результатов испытаний с первоначальными значениями.
Значение tg изоляции обмоток выполненных на напряжение 110-
750iкВ после монтажных работ не должно отличаться от паспортных в
сторону ухудшения более, чем на 50i% [Л.5].
За время капитального ремонта допустимо повышение tg изоляции
обмоток для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше не более чем на
30 % [Л.5].
Междуремонтные и эксплуатационные испытания
Полученные при междуремонтных и эксплуатационных испытаниях
значения сопротивления изоляции R
60”
и отношения R
60”
/ R
15”
используются в
качестве одних из основных показателей при принятии обоснованного
решения о возможности дальнейшей эксплуатации или проведения восстано-
вительного ремонта трансформатора. В последнем случае уточняются сроки
проведения ремонта.
При текущем ремонте и межремонтных испытаниях сопротивление
изоляции R
60”
и отношение R
60”
/R
15”
не нормируются, но должны учитываться
при комплексном рассмотрении результатов всех измерений изоляции и
сопоставляться с ранее полученными [Л.5]. Сопоставление результатов из-
мерения сопротивления изоляции R
60”
можно выполнить с помощью
графиков. Анализ процесса изменения сопротивления рекомендуется
Диагностика
трансформаторов
выполнять для группы однотипных трансформаторов с указанием момента
их ввода в эксплуатацию (рис.3.3).
0
200
400
600
800
1000
1200
1960 1970 1980 1990
годы
R
60"
,МОм
1
2
3
4
1, 2, 3, 4 - номера трансформаторов
Рис. 3.3
Процесс ускоренного старения можно заметить на графике, если по
оси абсцисс откладывается срок службы трансформатора (рис.3.4). Все со-
противления приведены к расчетной (базовой) температуре (70°С).
В эксплуатации измерение tgi изоляции обмоток производится у
силовых трансформаторов на напряжение 110iкВ и выше или мощностью
31i500 кВА и более, при этом значение tgi не нормируется, но должно
учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния
изоляции.
0
200
400
600
800
1000
1200
0 5 10 15 20 25 30 35
срок службы, годы
R
60"
,МОм
34
Анализ газов, растворенных в масле 35
Рис. 3.4
4.7. Заполнение машинной формы результатов измерений
Для занесения в базу данных результатов измерений необходимо
заполнить шаблон в соответствии с правилами, приведенными в “Инструк-
ции пользователя”. Форма шаблона приводится ниже:
Обязательно вводится "Дата проведения испытания".
Пользователь вводит также "Температуру верхних слоев масла",
величины "Тангенса угла диэлектрических потерь (tg) изоляции", значение
"Тангенса угла диэлектрических потерь (tg) масла", температуру, при кото-
рой производилось измерение tg масла, и значения сопротивления
изоляции R
15"
и R
60"
.
Для трехобмоточного трансформатора значениями сопротивлений R
15"
,и R
60
и tg изоляции заполняются все строки таблицы, а для
двухобмоточного - только первые три.
Значения R
60"
, приведенного к базовой температуре измерения и к
базовому значению tg масла, а также "Коэффициент абсорбции (K
абс
)"
вычисляются при выполнении экспертизы и заносятся в соответствующие
поля формы.
4.8. Литература
1. Филиппишин В.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансфор-
маторов.- М.: Энергоиздат, 1981.
Диагностика
трансформаторов
2. Справочник по наладке электроустановок и электроавтоматики.
Киев.: "Наукова Думка", 1972.
3. Алексенко Г.В., Ашрятов А.К., Веремей Е.В., Фрид Е.С. Испытание
мощных трансформаторов и реакторов, часть 2.- М.: Энергия,
1978.
4. Аншин В.Ш., Худяков З.И. Сборка трансформаторов и их
магнитных систем. - М.: Высшая школа, 1985.
5. Нормы испытания электрооборудования. Под общей редакцией С.Г.
Королева. - 5-е издание. - М.: Атомиздат. - 304 с.
6. РД 16.363 - 87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, раз-
грузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.
7. Сви П. М. Контроль изоляции высокого напряжения. - М.: Энерго-
атомиздат, 1988.
8. Каганович Е. А., Райхлин И. М. Испытание трансформаторов
мощностью до 6800 кВА и напряжением до 35 кВ.- М.: Энергия,
1980.
36
Измерение параметров изоляции обмоток 37
5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ МАСЛА
5.1. Основные положения
Испытание трансформаторного масла относится к категориям
контроля П, К и М (см. введение).
Минимальное пробивное напряжение
Напряжение, при котором происходит первый пробой масла, во
внимание не принимают. Пробивное напряжение определяют как среднее
арифметическое шести значений напряжений [Л.1].
Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов, аппаратов
и вводов устанавливается согласно табл. 5.1 [Л.3].
Таблица 4. 1
Для трансформаторов с
номинальным
Наименьшее пробивное
напряжение, кВ
напряжением, кВ
для свежего масла
для эксплуатаци-
онного масла
всех марок
до 15 кВ включительно определяется в 20
свыше 15 до 35 кВ включительно соответствии с 25
от 60 до 220 кВ включительно [Л.6] 35
от 330 до 500 кВ включительно 45
750 кВ 55
Разброс результатов при определении пробивного напряжения масла
происходит в основном из-за наличия механических примесей в масле [Л.2].
Температура вспышки
Допускается снижение температуры вспышки эксплуатационного
масла всех марок не более, чем на 5°С по сравнению с предыдущим
анализом [Л.3].
Температура вспышки при нормальной работе трансформатора
постепенно возрастает вследствие испарения легких фракций. При развитии
дефекта температура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле
газов, образующихся в месте дефекта. Снижение температуры вспышки бо-
лее, чем на 5°С по сравнению с предыдущим испытанием масла указывает
на наличие дефекта и в этом случае требуется комплексное обследование
оборудования [Л.2]. Снижение температуры вспышки паров масла указывает
также на его разложение в результате местного перегрева внутри
трансформатора [Л.4].
Растворимый шлам, механические примеси и взвешенный уголь
Диагностика
трансформаторов
Растворимый шлам для силовых трансформаторов напряжением 500
кВ и выше при кислотном числе масла более 0,15 КОН для
эксплуатационного масла всех марок, согласно [Л.3], должен отсутствовать.
Шлам образуется в результате старения масла. Нерастворимые
компоненты шлама представляют опасность для работы твердой изоляции
из-за гигроскопических осадков и образования ими проводящих мостиков.
Осадки ухудшают охлаждение трансформатора, уменьшая сечение каналов
охлаждения [Л.2].
Механические примеси и взвешенный уголь в процессе эксплуатации
должны отсутствовать [Л.4].
Примеси появляются в масле при разрушении красок, лаков,
бакелитовой и хлопчато-бумажной изоляции. Углерод образуется при работе
контакторов переключающего устройства в результате горения дуги.
Содержание водорастворимых кислот и щелочей
Кислотное число показывает, какое количество миллиграммов едкого
калия (КОН) необходимо для нейтрализации кислот, содержащихся в одном
грамме масла при его подкислении [Л.4].
Кислотное число (мГ КОН на 1 Г масла) эксплуатационного масла
всех марок, должно быть не более 0,25 мГ КОН [Л.3].
Повышение кислотного числа масла указывает на его разложение в
результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].
Содержание водорастворимых кислот и щелочей в 1iГ
эксплуатационного масла всех марок [Л.3]:
для трансформаторов мощностью более 630 кВА и для
маслонаполненных герметичных вводов – не более 0,014 мГ КОН,
для негерметичных вводов напряжением до 500 кВ
включительно – не более 0,03 мГ КОН.
Водорастворимые кислоты вызывают коррозию металлов и влияют на
старение твердой изоляции [Л.2].
Влагосодержание
Масло в эксплуатации проверяется на влагосодержание у трансформа-
торов с пленочной и азотной защитой. Необходимость измерения влагосо-
держания масла, заливаемого в трансформаторы на напряжение 220 кВ и
выше определяется заводскими инструкциями.
При периодическом контроле в эксплуатации содержание воды в
масле не должно превышать 20 Г/т [Л.6].
Газосодержание
Согласно [Л.3] у трансформаторов с пленочной защитой масло прове-
ряется на газосодержание перед заливкой и в эксплуатации. У трансформа-
торов с азотной защитой масло проверяется на газосодержание только перед
заливкой.
38
Измерение параметров изоляции обмоток 39
Газосодержание масла перед заливкой и непосредственно после
заливки должно быть не более 0.1% объема.
При периодическом контроле в эксплуатации содержания в масле
воздуха не должно превышать 2% [Л.6].
Необходимо указать, что трансформаторы с силикагелевой и с азот-
ной защитой не защищены от перенасыщения масла воздухом, поскольку
они находятся в условиях равновесного растворения газа в масле при атмос-
ферном давлении.
Нормирование газосодержания для трансформаторов с пленочной за-
щитой должно обеспечить достаточную электрическую прочность и
предотвращать опасное окисление масла:
пузырьков), что практически обеспечивается при
содержании не более 8% воздуха в масле; в качестве нормы по условиям
электрической прочности должно отсутствовать перенасыщение масла
воздухом (выделение воздушных можно принять 6% от объёма;
для снижения интенсивности окисления масла,
содержание воздуха в масле трансформаторов в эксплуатации не
должно превышать для масел марки ГК - 2%, а для масел остальных
марок - 1% объёма [Л.5].
Тангенс угла диэлектрических потерь масла
Увеличение tgi масла без снижения его электрической прочности не
представляет непосредственной угрозы для работы трансформатора.
Однако, в этом случае для выявления дефектов в твердой изоляции
по результатам измерения tgi изоляции обмоток необходим пересчет,
учитывающий изменение tgi масла, что позволяет при профилактических
испытаниях выявлять дефекты в твердой изоляции, например, ее
увлажнение.
Браковочный норматив по tgi эксплуатационного масла всех марок,
измеренный при t=70°С, для силовых трансформаторов:
на напряжение до 220 кВ включительно – не более 7%;
на напряжение 300 – 500 кВ – не более 5%;
на напряжение 750 кВ – не более 2%.
5.2. Заполнение машинной формы результатов измерений
Для занесения в базу данных результатов измерений необходимо
заполнить шаблон в соответствии с правилами, приведенными в
“Инструкции пользователя”. Форма шаблона приводится ниже:
Диагностика
трансформаторов
5.3. Литература
1. Справочник по наладке электроустановок и электроавтоматики.
Киев: “Наукова Думка”, 1972.
2. Цирель Я.А., Поляков В.С. Эксплуатация силовых трансформаторов
на электростанциях и электросетях. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
3. Нормы испытания электрооборудования. М., 1978.
4. Аншин В.Ш., Худяков З.И. Сборка трансформаторов и их
магнитных систем. М.: “Высшая школа”, 1985.
5. Фарбман С.А., Бун А.Ю. Ремонт и модернизация трансформаторов.
М.–Л.: “Энергия”, 1966.
6. РД 16.363-87. Трансформаторы силовые. Транспортирование,
разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.
7. К вопросу о нормировании содержания воздуха в масле транс-
форматоров. Ванин Б.В. и др., “Электрические станции”, 1994, №6,
С. 55.
40