Приложение В (обязательное). Порядок выполнения дополнительного технического диагностирования силовых трансформаторов

Приложение В
(обязательное)

Порядок
выполнения дополнительного технического диагностирования силовых трансформаторов

В.1 Общие требования

В.1.1 В целях обследования технического состояния трансформаторов должны быть последовательно выполнены:

- анализ технических особенностей трансформатора;

- анализ условий эксплуатации трансформатора;

- испытания и проверки на работающем трансформаторе;

- испытания и проверки на трансформаторе, выведенном из работы.

В.2 Порядок анализа технических особенностей трансформатора

В.2.1 В ходе анализа технических особенностей трансформатора должны быть определены:

- основные параметры трансформатора:

1) тип, обозначение трансформатора и технических условий, по которым он выпущен, предприятие-изготовитель, заводской номер;

2) год выпуска;

3) дата ввода трансформатора в эксплуатацию;

4) марка масла;

5) система защиты масла;

6) система охлаждения трансформатора, тип масляных насосов (при наличии);

- результаты приемо-сдаточных испытаний трансформатора на предприятии-изготовителе:

1) потери и ток холостого хода при номинальном и пониженном напряжениях;

2) сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток;

3) тангенс угла диэлектрических потерь масла;

4) сопротивление обмоток постоянному току;

5) интенсивность частичных разрядов;

- основные параметры и результаты испытаний устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее - РПН):

1) тип, обозначение РПН и технических условий, по которым оно выпущено, предприятие-изготовитель, заводской номер, год выпуска;

2) результаты приемо-сдаточных испытаний РПН на предприятии-изготовителе - круговая диаграмма и осциллограмма работы контактов контактора;

- основные параметры и результаты испытаний вводов:

1) тип, обозначение каждого из вводов и технических условий (или чертежа), по которым они выпущены, предприятия-изготовители, заводские номера, годы выпуска;

2) результаты приемо-сдаточных испытаний вводов на предприятии- изготовителе - значения электрической емкости, тангенса угла диэлектрических потерь, интенсивности частичных разрядов;

- участки с минимальными запасами электрической прочности изоляции;

- распределение температур при эксплуатационных режимах работы с выявлением наиболее нагретых зон.

В.2.2 При установлении параметров, перечисленных в В.2.1, следует руководствоваться документацией на трансформатор.

В.3 Порядок анализа условий эксплуатации трансформатора

В.3.1 В ходе анализа условий эксплуатации трансформатора должны быть определены:

- средняя нагрузка и превышение температуры обмоток и масла;

- наибольшая нагрузка и превышение температуры обмоток и масла;

- количество включений, в т.ч. при низких (до минус 20°С) температурах;

- длительность и величины перевозбуждений магнитной системы;

- количество повышений напряжения, их длительность и значения;

- минимальное и максимальное давление масла во вводах;

- количество срабатываний РПН;

- количество коротких замыканий в питаемой системе и значения токов короткого замыкания;

- количество грозовых перенапряжений;

- количество коммутационных перенапряжений, их значения и длительность;

- результаты межремонтных испытаний с определением показателей, имеющих или имевших отклонения от норм:

1) значения сопротивления изоляции;

2) результаты газохроматографического анализа газов, растворенных в масле;

3) результаты физико-химических анализов масла из бака трансформатора, РПН и вводов за период эксплуатации.

- отказы и неисправности, выявлявшиеся на данном трансформаторе за период его эксплуатации, и меры, предпринимавшиеся для их устранения.

В.3.2 После определения показателей, перечисленных в В.3.1, должен быть проведен внешний осмотр трансформатора при токе нагрузки, составляющем не менее 60% номинального. В ходе внешнего осмотра должны быть определены:

- комплектность;

- наличие течей масла с определением вероятных причин их появления;

- уровень масла в расширителе;

- значение давления во вводах;

- температура масла и окружающего воздуха;

- степень загрязнения трубок охладителей;

- характер шумов при работе маслонасосов, вентиляторов и их вибрации.

В.3.3 По результатам выполнения В.3.1 и В.3.2 следует определить возможные дефекты трансформатора для определения объема дополнительных испытаний. Определение возможных дефектов и повреждений должно производиться по таблице В.1.

Таблица В.1 - Возможные дефекты и повреждения трансформатора

Подсистема (узел)	Дефекты и повреждения	Метод определения дефекта
1 Активная часть	1.1 Развивающиеся дефекты и повреждения
	Повышенный нагрев элементов конструкции (наличие короткозамкнутых контуров, ухудшение контактов, обтекаемых рабочим током)	Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле на работающем трансформаторе согласно В.4. Измерение омических сопротивлений обмоток после отключения и расшиновки трансформатора согласно В.5
	Перегревы в магнитопроводе	Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле и определение фурановых соединений на работающем трансформаторе - согласно В.4
	Распрессовка магнитопровода	Измерение вибрационных характеристик на работающем трансформаторе - согласно В.4
	Наличие источников разрядов и нагревов на электромагнитных шунтах	Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле на работающем трансформаторе согласно В.4. Локация источника частичных разрядов на работающем трансформаторе - согласно В.4
	1.2 Износовые дефекты
	Увлажнение изоляции	По изменению влагосодержания масла при прогреве трансформатора до температуры согласно В.4. Расчетным путем по результатам измерений коэффициента абсорбции и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции по зонам при двух значениях температуры согласно В.5
	Загрязнение поверхности изоляции	Измерение уровня частичных разрядов согласно В.4. Температурная зависимость тангенса угла диэлектрических потерь изоляции по участкам согласно В.5
	Старение изоляции	Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле (определение СО, , фурановых соединений) согласно В.4
	Загрязнение масла	Наличие механических примесей в масле при работающей системе охлаждения - согласно В.4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции после отключения и расшиновки при двух температурах - согласно В.5
	Старение масла	Комплексный анализ масла - согласно В.4
	Механическое ослабление крепления обмоток	Измерение вибрационных характеристик под нагрузкой согласно В.4
2 Вводы	Развивающиеся дефекты и повреждения во внутренней изоляции
	Частичные разряды, перегревы	Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости изоляции остова согласно В.5. Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле согласно В.5
	Старение и загрязнение масла	Комплексный анализ масла - согласно В.5
3 Система охлаждения	Загрязнение трубок охладителей	Измерение перепада температуры масла на охладителе - согласно В.4
	Износ подшипников электронасосов	Прослушивание и измерение уровней шумов и вибраций согласно В.4. Измерение тока, потребляемого электродвигателями насосов согласно В.4
	Повреждение изоляции обмотки статора двигателя электронасоса	Измерение сопротивления изоляции после отключения согласно В.5. Внешний осмотр согласно В.4, В.5
	Окисление контактов электроаппаратуры в шкафах управления охлаждением	Тепловизионный контроль
	Повышенный шум при работе пускателей в шкафах управления охлаждением	Прослушивание - согласно В.4.
4 Бак трансформатора, расширитель, маслопроводы	Наличие течей масла по сварным швам и уплотнениям	Внешний осмотр. Проверка маслоплотности при прогреве трансформатора согласно В.4.
	Повышенный нагрев составных частей	Тепловизионный контроль согласно В.4
	Наличие короткозамкнутых контуров	Измерение сопротивления изоляции между составными частями и баком согласно В.5
	Коррозия, нарушение лакокрасочного покрытия	Внешний осмотр согласно В.5
5 Контрольно-измерительная аппаратура и кабели	Ухудшение условий работы газового реле, манометров, термосигнализаторов	Измерение вибраций в зонах установки газового реле, манометров, термосигнализаторов согласно В.4
	Неправильное функционирование манометров и термосигнализаторов	Снятие показаний при прогреве трансформатора согласно В.4
	Окисление контактов в клеммных коробках сигнализирующей аппаратуры	Внешний осмотр - согласно В.5
	Повреждение защитной оболочки и изоляции контрольных кабелей	Внешний осмотр - согласно В.5
6 Система дыхания и компенсации температурного расширения масла	Неправильный уровень масла в расширителе	Внешний осмотр, проверка уровня масла при прогреве трансформатора согласно В.4
	Увлажнение силикагеля в дыхательном фильтре	Внешний осмотр, изменение цвета индикаторного силикагеля согласно В.4
	Отсутствие масла в гидрозатворе	Внешний осмотр согласно В.4
7 Устройство РПН	Ухудшение характеристик масла и увлажнение изоляции	Определение влагосодержания масла, определение пробивного напряжения масла согласно В.5
	Перегрев контактов контактора	Газохроматографический анализ газов, растворенных в масле из бака контактора устройства РПН согласно В.5
	Механический износ устройств РПН	Измерение омических сопротивлений согласно В.5
	Коррозия деталей кинематики и окисление контактом аппаратуры шкафа привода устройства РПН	Снятие круговой диаграммы устройства РПН согласно В.5
	Износ резиновых уплотнений двери шкафа привода устройства РПН	Визуальный осмотр согласно В.5

В.4 Порядок испытаний и проверок на работающем трансформаторе

В.4.1 В ходе испытаний и проверок на работающем трансформаторе должны быть выполнены:

а) оценка возможного снижения электрической прочности изоляции трансформатора из-за наличия в нем влаги и примесей, оценка степени увлажнения твердой изоляции трансформатора;

б) проверка функционирования систем компенсации температурного расширения масла в баках трансформатора и контактора, а также во вводах по изменению уровня масла в расширителях и изменению давления во вводах в процессе нагрева;

Примечание - Выполняется одновременно с перечислением а).

в) определение наличия частичных разрядов электрическим и (или) акустическим методами;

г) оценка возможного снижения усилий прессовки обмоток и магнитопровода активной части трансформатора и определение аномальных зон вибрации;

д) измерение вибрационных характеристик элементов системы охлаждения;

е) проверка отсутствия течи масла в баке;

Примечание - Выполняется одновременно с перечислением а).

ж) проверка работы термосигнализаторов;

Примечание - Выполняется одновременно с перечислением а).

з) пофазное измерение тока, потребляемого маслонасосами системы охлаждения;

Примечание - Выполняется одновременно с перечислением а).

и) испытания масла из бака трансформатора с определением:

1) общих характеристик - плотности, вязкости, коэффициента преломления света, содержания ароматических углеводородов, температуры вспышки;

2) характеристик старения масла - цвета и внешнего вида, кислотного числа, содержания водорастворимых кислот и щелочей, тангенса угла диэлектрических потерь при 20, 50, 70 и 90°С и при температурах измерения изоляции трансформатора, объемного удельного сопротивления при 20, 50, 70 и 90°С и при температурах измерений изоляции трансформатора, содержания ингибитора, поверхностного натяжения, мутности;

3) состава газов, растворенных в масле (газохроматографическим методом);

4) концентрации фурановых соединений.

Примечание - Для проверки интенсивности проявления возможных источников газовыделения следует производить газохроматографические анализы масла в начале работ по В.4 и при увеличении нагрузки трансформатора.

5) параметров, характеризующих комплексную электрическую прочность масла - пробивного напряжения и коэффициента вариации, влагосодержания, результатов дисперсионного анализа механических примесей и оценки отфильтрованного осадка под микроскопом.

Примечание - Отбор пробы масла из бака трансформатора следует производить в период завершения работ по перечислению а) в количестве 1,5 л. Методика испытаний - в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].

к) испытания масла из бака контактора устройства РПН;

Примечания:

1 Отбор пробы масла из бака контактора устройства РПН производят в период завершения работ по перечислению а).

2 Исследование продуктов деградации материалов (по газохроматографическому анализу газов, растворенных в масле) в соответствии с методическими указаниями [5].

л) тепловизионный контроль бака трансформатора, вводов, бака устройства РПН, элементов системы охлаждения;

Примечание - Выполняется в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].

м) измерение тока в нейтрали и в цепи заземления трансформатора;

Примечание - При изменении нагрузки трансформатора измерения повторить.

н) измерение потоков масла в системе охлаждения;

о) оценка перегревов бака, наружных конструкций и вводов методом тепловизионного контроля;

п) измерение характеристик вводов при рабочем напряжении;

Примечание - Выполняется в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].

В.4.2 Порядок выполнения оценки возможного снижения электрической прочности изоляции трансформатора из-за наличия в нем влаги и примесей, оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора

В.4.2.1 Для выполнения оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора следует:

- прогреть трансформатор до температуры и выдержать при этой температуре в течение трех суток;

- перед началом прогрева на каждом адсорбционном фильтре перекрыть один кран для исключения протока масла и адсорбции влаги из масла силикагелем фильтров;

- установить следующие уставки термосигнализатора: 70°С - сигнал, 80°С - отключение;

- процесс нагрева трансформатора регулировать путем отключения части вентиляторов системы охлаждения. Скорость повышения температуры при нагреве - не более 5°С/ч. Стабильность температуры при выдержке обеспечивать путем изменения числа работающих вентиляторов;

- в процессе прогрева каждые 2 ч регистрировать следующие параметры:

1) температуру верхних слоев масла в баке трансформатора и окружающего воздуха;

2) уровень масла в расширителе;

3) давление масла во вводах;

4) состояние системы охлаждения (количество включенных вентиляторов);

5) выявленные замечания.

- отбор проб масла из бака трансформатора для измерения влагосодержания выполнить перед прогревом, при достижении температуры выдержки 65°С и через 12, 24, 48 и 72 ч после достижения температуры выдержки;

- после окончания проверки степени увлажнения краны адсорбционных фильтров необходимо открыть;

- уровень влагосодержания картона W после выдержки в течение трех суток при температуре определить по формуле

, (В.1)

где - влагосодержание картона в условиях равновесия до прогрева, определяемое по рисунку В.1;

- прирост влагосодержания масла за время выдержки при температуре .

Растворимость воды в характерных маслах, применяемых в отечественных трансформаторах, при 60 и 70°С составляет соответственно:

- для масла марки ГК - 200 и 280 г/т;

- для масла марки Т-750 - 260 и 370 г/т;

- для масла марки ТКП - 320 и 435 г/т.

В.4.2.2 Результаты мероприятий, предусмотренных В.4.2.1 обработать, произвести оценку степени увлажнения твердой изоляции по характеру изменения влагосодержания масла и составить протоколы испытаний:

- "сухой" трансформатор - влагосодержание твердой изоляции находится и пределах от 0,5 до 1,0%, не выявлено существенного изменения влагосодержания масла при изменении температуры (остается ниже 15 г/т), относительное влагосодержание масла - не более 3% при температуре от 60 до 70°С;

- "нормальный" трансформатор - влагосодержание твердой изоляции находится в пределах от 1,0 до 1,5%, слабое (не более чем в 2 раза) повышение влагосодержания масла после прогрева, относительное влагосодержание масла - не более 5% при температуре от 60 до 70°С;

- "увлажненный" трансформатор - относительное влагосодержание масла в диапазоне минимальных рабочих температур превышает 50%;

- "влажный" трансформатор - влагосодержание твердой изоляции превышает 3%.

В.5 Порядок испытаний и проверок на трансформаторе, выведенном из работы

В.5.1 В ходе испытаний и проверок на трансформаторе, выведенном из работы, должны быть выполнены:

а) измерение потерь холостого хода и тока намагничивания на всех положениях РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];

б) измерение характеристик изоляции обмоток (коэффициента абсорбции, тангенса угла диэлектрических потерь, емкости);

Примечание - Производится при трех значениях температуры: 20, 50 и 70°С. Метод проведения измерений - в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].

в) измерение характеристик изоляции вводов, как минимум, при двух значениях температуры;

Примечание - Выполняется одновременно с перечислением б) в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].

г) измерение сопротивления постоянному току обмоток;

Примечание - На всех положениях устройства РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4].

д) оценка состояния контактора РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];

е) оценка состояния кинематики устройства РПН в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];

ж) отбор проб масла из вводов для проведения следующих анализов и измерений в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4] (газохроматографического анализа газов, растворенных в масле, измерения тангенса угла диэлектрических потерь при 20, 50, 70 и 90°С, кислотного числа и влагосодержания).

Примечание - Отбор проб масла производится на прогретом трансформаторе в количестве 150 мл на один ввод.

з) отбор проб масла из бака контактора устройства РПН для проведения следующих анализов и измерений в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4] (газохроматографического анализа газов, растворенных в масле, пробивного напряжения, влагосодержания);

и) отбор образцов и определение степени полимеризации бумажной изоляции по ГОСТ 9105 или ГОСТ 25438;

к) испытание трансформатора на плотность в соответствии с объемами и нормами испытаний электрооборудования [4];

л) осмотр и проверка состояния газового реле, клеммной коробки, аппаратуры привода устройства РПН;

м) проверка сопротивления изоляции статорных обмоток электродвигателей маслонасосов.

Примечание - Проводится согласно инструкциям завода-изготовителя.

В.6 Порядок оценки состояния трансформатора

В.6.1 В ходе выполнения оценки состояния трансформатора следует руководствоваться критериями, указанными в В.4.2.2, инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования [3], объемах и нормах испытаний электрооборудования [4] и дополнительными критериями, приведенными в таблице В.2. Наличие в трансформаторе дефектов, указанных в таблице В.2, столбце 2, свидетельствуют о большом риске его повреждения трансформатора при дальнейшей эксплуатации трансформатора. Поэтому должны быть приняты меры по их устранению.

Таблица В.2

-

Дополнительные критерии оценки состояния изоляционной системы трансформатора

Наличие дефектов с возможностью дальнейшей эксплуатации	Большой риск повреждения при дальнейшей эксплуатации*
Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре более 20% (содержание влаги в волокнах более 2,5%)	Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре более 40% (содержание влаги в волокнах более 6%). Наличие свободной воды в масле
Относительное влагосодержание масла при минимальной рабочей температуре более 40%, влагосодержание картона более 1,5%	Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре более 40%, влагосодержание картона более 3%
Загрязнение частицами: наличие частиц размером от 5 до 1500 мкм в количестве более 1000 в 10 мл масла	Загрязнение частицами (класс загрязненности масла превышает 10): наличие видимых и проводящих частиц
Выделение углеродистых соединений в местах нагрева при температуре более 500°С. Выделение пузырьков ацетилена в местах нагрева при температуре свыше 800°С. Выделение шлама из состаренного масла на картоне под действием электрического поля	Влагосодержание витковой изоляции при насыщении масла газом более 1,0%. Наличие больших газовых пузырьков в масле. Снижение электрической прочности масла из-за старения ниже предельных значений
Интенсивность частичных разрядов в диапазоне от 500 до 1000 пКл (грубый дефект - от 1000 до 2500 пКл)	Интенсивность частичных разрядов превышает 2500 пКл (критический уровень частичных разрядов 100000 пКл)
* В случае выявления указанных в данном столбце дефектов должны быть немедленно приняты меры по их устранению

В.7 Порядок оценки остаточного ресурса трансформаторов

В.7.1 Для выполнения оценки остаточного ресурса трансформатора следует:

- определить срок службы трансформатора по формуле

, (В.2)

где L - срок службы, ч;

K - коэффициент старения, зависящий от температуры и состояния бумажной изоляции;

- степень полимеризации бумажной изоляции неработавшего трансформатора;

- степень полимеризации бумажной изоляции в конце срока службы трансформатора;

- определить остаточный ресурс трансформатора, проработавшего t часов, по формуле

, (В.3)

где - степень полимеризации бумажной изоляции трансформатора, проработавшего t часов;

Примечание - Зависимость коэффициента старения K от температуры и состояния бумажной изоляции и масла приведена на рисунке В.2.

- определить степень полимеризации наиболее нагретых зон твердой изоляции.

Примечания:

1 Оценку остаточного ресурса следует производить исходя из снижения степени полимеризации к концу срока службы трансформатора до значения от 200 до 250. Определение степени полимеризации образцов изоляции - по методике, установленной ГОСТ 25438.

2 Например, для трансформатора, находившегося в эксплуатации, значение степени полимеризации образца картона составило 800. Согласно рисунку В.2, его коэффициент старения K, при условии дальнейшей работы с окисленным маслом при температуре 90°С, равен . При этом остаточный ресурс составит:

ч, т.е. лет.

- определить фактический конец срока службы трансформатора (момент достижения предельного состояния) при наличии хотя бы одного из следующих факторов:

1) снижение степени полимеризации бумажной изоляции до значений от 200 до 250;

2) наличие необратимых дефектов в конструкции;

3) экономическая нецелесообразность продолжения эксплуатации трансформатора с низкими технико-экономическими характеристиками.