Задача диаг- ностирования

Результат диагностирования

Показатели достовер- ности и точности*

Определение вида технического состояния

Заключение в виде:

1. Электроустановка исправна и(или)работоспособна.

Вероятность того, что в результате диагностирования электроустановка признается исправной (ра- ботоспособной) при условии, что она неисправна (неработоспособна).

2. Электроустановка неисправна и(или)неработоспособна.

Вероятность того, что в результате диагностирования электроустановка признается неисправной (неработоспособной)при условии, что она исправна (работоспособна).

Поиск места отказа или не- исправностей

Наименование элемента (сборочной единицы) или группы элементов, которые имеют неисправное состояние и место отказа или неисправностей.

ероятность того, что в результате диагностирования принимается решение об отсутствии отказа (неисправности) в данном элементе (группе) при условии, что данный отказ имеет место. Вероятность того, что в результате диагностирования принимается решение о наличии отказа в данном элементе (группе) при условии, что данный отказ отсутствует.

Прогнози-рование техническо-го состояния

Численное значение параметров технического со- стояния на задаваемый пе- риод времени, в том числе и на данный момент

времени.

Численное значение

Среднеквадратичес-кое отклонение прогнозируемо- го параметра.

остаточного ресурса (нара- ботки).

Нижняя граница вероятности безотказной работы по параметрам безопасности на задаваемый период времени.

Среднеквадратичес-кое отклонение прогнозируемого остаточного ресурса.

Доверительная вероятность.

Наименование испытания

Вид ис- пытания

Нормы испытания

Указания

1.1. Определе- ние условий включения трансформато ра.

К

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой об- моток или изоляции, подлежат сушке неза- висимо от результатов измерений. Транформа- торы, прошедшие капитальный ремонт без за- мены обмоток или изоляции, могут быть вклю- чены в работу без под сушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток, а также при соблюдении условий пре- бывания активной части на воздухе. Продолжи- тельность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более:

1) для трансформаторов на напряжение до 35кВ 24 ч при относительной влажности до 75% и

16 ч при относительной влажности до 85%;

2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора пре- вышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.

При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и 1§дельта, что должно учитываться при комплексной оценке состояния транс- форматора.

Условия включения сухих тран- форматоров без сушки определя- ются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

При вводе в эксплуатацию тран-форматоров, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в норматив- но-технической документации.

1

2

3

4

1.2. Измерение сопротивления изоляции: 1) обмоток;

К, Т, М

Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл.2 Измерения в процессе эксплуатации произво- дятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных

в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для трансформаторов на напряжение до 150 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град.С

Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3.

Измерения производятся по схемам табл. 3

При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.

2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессую- щих колец, яр- мовых балок и электростатиче- ских экранов.

1.3. Измерение тангенса угла ди диэлектрических потерь tg дельта изоляции обмоток.

К

КМ

Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.

Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg дельта изоляции приведены в табл. 4 . В эксплуатации значение tg дельта не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений 1§дельта изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих транс- форматоров и при текущем ремонте.

При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВАи более.

У трансформаторов на напряжение до 150 кВ tg дельта рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град. С. Измерения производятся по схемам табл. 3. См. также примечание 3.

1.4. Испытание повышенным напряжением промышлен-ной частоты:

1) изоляции обмоток 35 кВ

К

См. табл. 5 . Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение

при частичном ремонте принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но

без замены обмоток - 85% от значения, указанного в табл.5.

При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции

испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно.Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.

1

2

3

4

2) изоляции дос- тупныхдляис- пытания стяжных шпилек, банда- жей, полубанда- жей ярем, прес- сующих колец, ярмовых балок и электр остатиче-ских экранов

К

Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более испытания.

Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.

3) изоляция цепей защитной аппаратуры

К

Проводится напряжением 1 кВ в течение 1мин.

Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.

Испытание изоляции производится ( относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформа- торами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками темпе- ратуры при отсоединенных разъе- мах манометрических термомет- ров, цепи которых испытываются отдельно.

1.5. Измерение сопротивле-ния обмоток посто- янному току.

К, М

Должно отличаться не более чем на 2% от со- противления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора. В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.

Производится на всех ответвлени- ях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.

1.6. Проверка коэффициента трансформации.

К

Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования.

Производится на всех ступенях переключателя.

*

1.7. Проверка группы соеди- нения обмоток трехфазных трансформато- ров и полярно- сти выводов однофазных трансформато- ров.

К

Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора.

Производится при ремонтах с час- тичной или полной заменой обмо- ток.

1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.

К

Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.

Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.

1

2

3

4

1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.

К

Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.

Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.

1.9. Оценка со- стояния пере- ключающих устройств.

К

Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических документов

1.10. Испытание бака на плот- ность.

К

Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч.

Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ не ниже 10 град. С. Не должно быть течи масла.

Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.

Производится:

у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного

расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волни-стыхи с пластинчатыми радиаторами - 0,3 м;

у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов -созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

1.11. Проверка устройств охла- ждения.

К

Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.

Производится согласно типовым и заводским инструкциям.

1.12. Проверка средств защиты масла от воздей- ствия окружаю- щего воздуха.

К, Т,М

Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических документов.

Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен.

Изменение цвета зерен

силикагеля на розовый свидетель- ствует о его увлажнении

1.13. Испытание трансформатор- ного масла: 1) из трансфор- маторов;

К, Т,М

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям п. п. 1 - 5, 7 табл. 6 .

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям п. п. 1 - 9 табл. 6 , а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы.

Производится:

2) из баков кон- такторов уст- ройств РПН.

ТМ

Масло следует заменить:

Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.

1

2

3

4

1.14. Испытание трансформато- ров включением на номинальное напряжение.

К

В процессе 3 - 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.

1.15. Хромато- графический анализ газов, растворенных в масле.

М

Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хро-матографического анализа газов, растворенных в масле.

Состояние трансформаторов оце- нивается путем сопоставления из- меренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.

1.16. Оценка влажности твер- дой изоляции.

К, М

Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта - 2%, эксплуатируемых - 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Производится первый раз через 10-12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 - 6 лет у трансформаторов напряжением ПО кВ и выше мощностью 60 МВА и более.

При капитальном ремонте опреде- ляется по влагосодержанию зало- женных в бак образцов, в эксплуа- тации расчетным путем.

1.17. Оценка состояния бу- мажной изоля- ции обмоток: по наличию фурановых со- единений в мас- ле;

по степени полимеризации бумаги.

М

К

Допустимое содержание фурановых соедине- ний, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6

Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимери-

зации бумаги до 250 единиц.

Производится хроматографиче- скими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года.

1.18. Измерение сопротивления короткого замы- кания (Zк) трансформатора.

К, М

Значения 2к не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений 2к по фазам на основном и крайних ответвлениях - оно не должно превышать 3%.

Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН - на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме ком- плексных испытаний.

1.19. Испытание вводов.

К, М

Производится в соответствии с указаниями раздела 10.

1.20. Испытание встроенных трансформато- ров тока.

КМ

Производится в соответствии с указаниями п. п. 13.1, 13.3.2, 13.5, 13.6, 13.7 раздела 13.

1.21. Тепловизи- онный контроль.

М

Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.