Страница 14: ГКД 34.46.501 – 2003. Трансформатори силові типова інструкція з експлуатації (30142)

Контрольне підсушування потрібно виконувати з маслом при температурі верхніх шарів масла 80 °С і максимальному вакуумі, передбаченому конструкцією бака, але не вище 0,054 МПа. Через кожні 12 год підсушування потрібно виконувати циркуляцію масла через трансформатор протягом 4 год шестерним масляним насосом продуктивністю не менше 4 м3/г.

У процесі підсушування необхідно періодично вимірювати характеристики ізоляції.

Підсушування потрібно припинити, якщо характеристики ізоляції відповідають вимогам 6.2.7 цієї інструкції, але не раніше ніж через 24 год після досягнення температури 80 °С. Тривалість підсушування не повинна перевищувати 48 год, не враховуючи часу нагрівання.

В.1.2 Сушіння

В.1.2.1 Сушіння активної частини трансформаторів виконується без масла одним із наступних методів:

• у стаціонарній сушильній шафі під вакуумом (при максимально можливій величині останнього);
• у спеціальній камері без вакууму;
• у власних баках із вакуумом не вище 0,054 МПа або без вакууму (в останньому випадку з вентиляцією бака).

Під час сушіння трансформатора поза власним баком демонтувати і піднімати активну частину потрібно відповідно до вимог заводської інструкції.

В.1.2.2 Під час сушіння у власному баку нагрівати трансформатори можна індукційним методом або струмами нульової послідовності, а під час сушіння в спеціальних шафах – за допомогою теплового джерела, яким обладнано шафу.

Не допускається використовувати постійний струм і струми короткого замикання в обмотках як джерела тепла.

Температура обмоток під час сушіння повинна знаходитись у межах 95 – 105 °С, магнітопроводу – у межах 90 – 105 °С.

1) здійснюється з метою прогрівання активної частини для вимірювання характерник ізоляції або під час ревізії трансформаторів.

В.1.2.3 Закінчення сушіння визначається по кривій залежності опору ізоляції від часу.

Сушіння вважається закінченим, якщо опір ізоляції залишається незмінним протягом 6 год при практично незмінній температурі обмоток, яка знаходиться в межах, зазначених у В.1.2.2, і незмінному вакуумі (якщо він застосовувався).

Додаток Г

(обов’язковий)

Електрична міцність і вологовміст масла в контакторах пристроїв РПН

Г.1 Масло підлягає заміні, якщо електрична міцність його буде для відповідного класу ПП меншою від наведеної.

Г.2 Вологовміст вимірюється згідно з ГОСТ 1547–84 (випробування на потріскування).

Додаток Д

(обов’язковий)

Найменші значення характеристик ізоляції трансформаторів при введенні в експлуатацію

Д.1 Допустимі значення tgδ ізоляції обмоток наведено в таблиці Д.1.

Таблиця Д.1 – Допустимі значення tgδ ізоляції обмоток трансформатооів на напругу до 35 кВ. залитих маслом

Д.2 Значення tgδ, приведені до заводської температури, які дорівнюють або менші ніж 1 %, слід вважати задовільними (без порівняння з паспортними значеннями).

Д.3 Для приведення tgδ, виміряного при температурі на монтажі, до значення tgδ, виміряного при температурі на заводі, необхідно перерахувати дані вимірювань за допомогою коефіцієнта К1, значення якого наведені в таблиці Д.2.

Таблиця Д.2 – Значення коефіцієнта К1, для перерахування значень tgδ

Д.4 Опір ізоляції трансформаторів на напругу 35 кВ і нижче наведено в таблиці Д.3.

Таблиця Д.3 – Найменші допустимі значення опору ізоляції R60", обмоток трансформатора на напругу 35 кВ, залитого маслом

Для трансформаторів на напругу 110 – 750 кВ опір R60" становить не менше 50 % значення, зазначеного в паспорті трансформатора.

Для приведення значень опору R60", виміряних під час монтажу, до температури вимірювання R60" на заводі, необхідно перерахувати дані вимірювань за допомогою коефіцієнта К2, значення якого наведено в таблиці Д.4.

Таблиця Д.4 – Значення коефіцієнта К2 для перерахунку значень опору R60"

Приклад перерахунку. Опір R60" вимірюється згідно зі схемою ВН – (бак, НН).

Дані заводського протоколу: R60" = 450 МОм при температурі t2 = 61 °С.

Дані монтажного протоколу: R60" = 420 МОм при температурі t1 = 58 °С.

Різниця температур t2 – t1 = 3 °С; К2 = 1,13, значення опору R60" = 420 : 1,13 = 372 МОм.

Значення опору R60", яке дорівнює 372 МОм, більше ніж 50 % значення опору R60", виміряного на заводі (450 • 0,5 = 225 МОм).

Д.5 Необхідно враховувати вплив масла, яке заливається до силових трансформаторів, на tgδ і опір ізоляції R.

Якщо значення tgδ масла, залитого під час монтажу в трансформатор (tgδ м2, %) знаходиться в межах, допустимих ГОСТ, але відрізняється від заводського значення, слід враховувати поправку, після чого остаточно вирішувати питання про необхідність проведення додаткових заходів щодо поліпшення стану ізоляції.

Фактичні значення tgδ і опору ізоляції R60"ф урахуванням впливу масла визначаються за формулою:

tgδф = tgδіз – К (–),

R60" = R60"із

де: tgδіз, R60"із – виміряні значення tgδ і опору ізоляції R60";

К – коефіцієнт приведення, який залежить від конструктивних особливостей трансформатора і має наближене значення 0,45;

– значення tgδ масла, залитого під час монтажу, яке приведене до температури вимірювання характеристик ізоляції за допомогою коефіцієнта К3 (таблиця Д.5);

– значення tgδ масла, залитого на заводі, яке приведене до температури вимірювання характеристик ізоляції за допомогою коефіцієнта К3 (таблиця Д.5).

Таблиця Д.5 – Значения коефіцієнта К3 для перерахунку значень tgδ масла

Продовження таблиці Д.5

Приклад перерахунку. Вихідні дані:

виміряні під час монтажу і приведені до заводської температури (55 °С) значення tgδ і R60". ізоляції становлять 1,6 % і 420 МОм; виміряні значення tgδ масла при 90 °С становлять:

• на заводі () – 2,15 %;
• під час монтажу () – 2,50 %.

Розрахунок фактичного значення tgδф і R60"ф ізоляції:

приводимо заводське значення до температури вимірювання характеристик ізоляції (55 °С):

,

(К3 – 4,15 – згідно з таблицею Д.5 і відповідає різниці температур t2 – t1 = 90 – 55 = 35 °С);

приводимо монтажне значення tgδ масла до температури вимірювання характеристик ізоляції:

;

визначаємо фактичне значення tgδф ізоляції:

tgδф = 1,6 – 0,45 (0,6 – 0,52) = 1,56;

визначаємо фактичне значення R60"ф ізоляції:

R60"ф = МОм.

Додаток Е

(рекомендований)

Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування трансформаторів та їх складових частин

Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування трансформаторів та їх складових частин наведено в таблиці Е.1.

Таблиця Е. 1