( Додатки набирають чинності через 6 місяців після державної реєстрації в Міністерстві юстиції України Наказу Міненерговугілля України № 91 від 13.02.2012 )

( Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів )

Додаток 1до Правил технічної експлуатаціїелектроустановок споживачів

НОРМИ І ОБСЯГ ВИПРОБУВАНЬ ТА ВИМІРЮВАНЬ параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів

Таблиця 1. Силові трансформатори, автотрансформатори й масляні реактори (далі - трансформатори)

Найменування перевірки

Вид перевірки

Перелік питань та обладнання, які підлягають перевірці

Вказівки

1

2

3

4

1. Обсяг і періодичність вимірювань та випробувань трансформаторів

Види та обсяг вимірювань і випробувань силових трансформаторів, автотрансформаторів та масляних реакторів загального призначення повинні відповідати вказівкам, зазначеним в таблиці 1 додатка 2 до цих Правил

2. Визначення умов увімкнення трансформатора

К2

Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт з повною або частковою заміною обмоток чи ізоляції, підлягають сушінню незалежно від результатів вимірювання.Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт без заміни обмоток чи ізоляції, можуть бути увімкнені в роботу без підсушування чи сушіння, якщо показники масла й ізоляції обмоток відповідають вимогам, наведеним у таблиці 2 додатка 2 до цих Правил, а також за дотримання умов перебування активної частини у повітрі. Тривалість робіт, пов'язаних з розгерметизацією бака, повинна бути не більше ніж:для трансформаторів на напругу до 35 кВ - 48 год. при відносній вологості до 75 % і 32 год. при відносній вологості до 85 %;для трансформаторів на напругу 110 кВ і більше - 16 год. при відносній вологості до 75 % і 10 год. при відносній вологості до 85 %.Якщо час огляду трансформатора перевищує вказаний, але не більше ніж у 2 рази, то має бути проведене контрольне підсушування трансформатора

Обсяг вимірювань і випробувань трансформаторів під час їх здавання на капітальний ремонт і після його завершення приймають згідно з пунктами 3-6, 9-19, 20, 21 цієї таблиці; додатково, у разі заміни обмоток трансформаторів, виконують визначення групи з’єднань, коефіцієнта трансформації за ГОСТ 3484.1-88 та випробування підвищеною напругою за ГОСТ 1516.3-96

3. Вимірювання опору ізоляції:

а) обмоток

К, П, М

Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмоток маслонаповнених трансформаторів, які вводяться до експлуатації, регламентуються вимогами документації підприємства-виробника.Значення опору ізоляції обмоток трансформаторів, які вводяться в експлуатацію після капітального ремонту, повинні бути не меншими ніж 50 % від значень, отриманих під час приймально-здавальних випробувань або паспортних, а для трансформаторів на напругу до 35 кВ потужністю до 10 МВ•А значення R60 має бути не меншим ніж значення, наведені у таблиці 4 додатка 2 до цих Правил.Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмотки сухих трансформаторів, які вводяться до експлуатації, за температури від 10°С до 30°С мають бути не нижчими: для обмоток з номінальною напругою до 1 кВ - 100 МОм, 6 кВ - 300 МОм; понад 6 кВ - 500 МОм.Під час експлуатації значення опору ізоляції не нормується, але воно повинно враховуватися під час комплексного розгляду результатів усіх вимірювань ізоляції та порівнюватися з раніше одержаними параметрами.

Вимірювання проводиться мегаомметром на напругу 2500 В за схемами, наведеними в таблиці 3 додатка 2 до цих Правил.Вимірювання опору ізоляції обмоток рекомендується виконувати за температури ізоляції: для трансформаторів на напругу 110 кВ - 150 кВ - не нижчої ніж 10°С, а для трансформаторів на напругу до 35 кВ - за температури не нижчої ніж 5°С.Методика перерахунку R60, виміряного після капітального ремонту, за температури t1 до значення R60, виміряного під час приймально-здавальних випробувань за температури t2, наведена в додатку Д СОУ-Н ЕЕ 20.302

б) ярмових балок, пресувальних кілець і доступних стяжних шпильок

К, П

Опір ізоляції має бути не меншим ніж 0,5 МОм

Вимірювання проводиться за необхідності, у разі огляду або ремонту активної частини, мегаомметром на напругу 1000 В або 2500 В

4. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат

К,М

Для трансформаторів, які вводяться в експлуатацію після капітального ремонту, отримані значення tg ізоляції, з урахуванням впливу tgd масла, не повинні відрізнятися більше ніж на 50 % від значень, отриманих під час приймально-здавальних випробувань або паспортних даних.Значення tg, які виміряні за температури ізоляції 20°С та вище, менші ніж 1%, вважають задовільними (без порівняння з паспортними).Під час експлуатації значення tg не нормується, але його необхідно враховувати під час комплексного розгляду результатів усіх вимірювань ізоляції і порівнювати із раніше одержаними

Під час експлуатації вимірювання tg проводять в трансформаторах на напругу 110 кВ і вище. Вимірювання проводиться за схемами, наведеними в таблиці 3 додатка 2 до цих Правил.Вимірювання tg рекомендується виконувати за температури ізоляції не нижчої ніж 10°С.Методика перерахунку tg, виміряного після капітального ремонту за температури t1, до значення tg, виміряного під час приймально-здавальних випробувань за температури t2,наведена в додатку Д СОУ-Н ЕЕ 20.304:2009

5. Випробування ізоляції підвищеною прикладеною напругою частоти 50 Гц

Під час ремонту з повною заміною обмоток усіх типів трансформаторів випробування підвищеною напругою обов’язкове. Значення випробної напруги повинно дорівнювати встановленому підприємством-виробником.Під час ремонту з частковою заміною ізоляції або під час реконструкції значення випробної напруги повинно дорівнювати 0,9 від встановленого підприємством-виробником. Випробування ізоляції обмоток під час експлуатації проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника.Тривалість прикладення випробної напруги - 1 хв.

Під час капітальних ремонтів без заміни обмоток та ізоляції випробування ізоляції обмоток разом із вводами маслонаповнених трансформаторів не обов’язкове.Випробування ізоляції сухих трансформаторів проводиться обов’язково. Значення випробної напруги приймається згідно з даними таблиці 5 додатка 2 до цих Правил

6. Вимірювання опору обмоток постійному струму

К, М

Допускається відхилення виміряного значення опору обмоток трифазних трансформаторів в межах 2%, а для однофазних трансформаторів - не більше ніж 5% від значення опору, отриманого на відповідних відгалуженнях інших фаз, або паспортних значень опору за однакових температур, якщо немає особливих вказівок підприємства-виробника

Вимірювання проводиться на всіх відгалуженнях, якщо в паспорті підприємства-виробника немає інших вказівок

7. Перевірка коефіцієнта трансформації

К

Допускається відхилення виміряного значення в межах 2% від значень, отриманих на відповідних відгалуженнях інших фаз, або від вихідних даних. Крім того, для трансформаторів з РПН різниця коефіцієнтів трансформації не повинна бути більшою від значення ступеня регулювання

Перевірка проводиться на всіх відгалуженнях перемикального пристрою

8. Перевірка групи з'єднань обмоток трифазних трансформаторів і полярності виводів однофазних трансформаторів

К

Група з’єднань повинна відповідати зазначеній в паспорті трансформатора, а полярність виводів - позначенням на кришці трансформатора

Перевірка проводиться під час ремонту з частковою або повною заміною обмоток

9. Вимірювання значення сили струму і втрат неробочого ходу (НХ) за зниженої напруги

К

В експлуатації значення втрат НХ не нормується.Силу струму НХ вимірюють за зниженої напруги. Значення сили струму НХ не нормується.Вимірювання проводяться у трансформаторах потужністю 1000 кВА і більше

Вимірювання під час експлуатації проводять під час комплексних випробувань трансформатора.Значення сили струму і втрат НХ вимірюють за схемами, за якими їх вимірювали на підприємстві-виробнику

10. Перевірка роботи перемикальних пристроїв типів РПН і ПБЗ

К, П

Контроль справності перемикальних пристроїв проводять згідно з типовими інструкціями або інструкціями підприємства-виробника

11. Випробування бака на щільність

К

Після монтажу та ремонту трансформаторів випробування баків на щільність проводять тиском згідно з ГОСТ 3484.5-88, інструкціями підприємства-виробника та керівними документами на ремонт трансформаторів. Трансформатори без розширника і герметизовані на маслощільність не випробуються

Випробування проводиться тиском стовпа масла, висота якого над рівнем заповненого розширника приймається 0,6 м; для баків хвилястих і з пластинчатими радіаторами - 0,3 м. Тривалість випробування - не менше ніж 3 годин за температури масла не нижче ніж 10°C

12. Перевірка пристроїв охолодження

К

Пристрої охолодження повинні бути справними і відповідати вимогам інструкцій підприємства-виробника

Перевірка проводиться відповідно до типових інструкцій і інструкцій підприємства-виробника

13. Перевірка засобів захисту масла від впливу навколишнього середовища

К, М

Перевірку повітроосушувача, установок азотного і плівкового захистів масла, термосифонного або абсорбційного фільтра під час капітального ремонту проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника

Індикаторний силікагель повинен мати рівномірне блакитне забарвлення зерен. Зміна кольору зерен силікагелю на рожевий свідчить про його зволоження

14. Фазування трансформаторів

К

Чергування фаз повинно збігатися

Фазування проводиться після капітального ремонту, а також після змін у первинних колах

15. Випробування трансформаторного масла:

а) з бака трансформатора

К, П, М

Масло випробується за показниками, наведеними в пунктах 1-5 таблиці 6 додатка 2 до цих Правил. Вимірювання tg масла проводиться у трансформаторах, які мають підвищене значення tg ізоляції. Масло з трансформаторів з плівковим захистом повинно додатково випробуватися: за показниками, наведеними в пунктах 7 та 8 таблиці 6 додатка 2 до цих Правил, з азотним захистом - за показниками таблиці 6 додатка 2 до цих Правил

Випробування проводяться:після капітальних ремонтів трансформаторів;у силових трансформаторів потужністю більше 630 кВА на напругу 6 кВ - 35 кВ - не рідше одного разу на 3 роки, а трансформаторів, що працюють без термосифонних фільтрів, - не рідше ніж один раз на 2 роки;у силових трансформаторів на напругу 110 кВ і вище - один раз на 3 роки та після спрацьовування газового реле на сигнал.У трансформаторів потужністю до 630 кВ•А проба масла не відбирається. У разі незадовільних характеристик ізоляції здійснюються роботи з відновлення ізоляції, заміни масла та силікагелю у термосифонних фільтрах. У трансформаторах на напругу 110 кВ і вище, а також у трансформаторах з пристроєм РПН проводиться хроматографічний аналіз розчинених у маслі газів.Контроль проводиться згідно з СОУ-Н ЕЕ 46.302 та СОУ-Н ЕЕ 46.501.Випробування проводиться після певної кількості перемикань, зазначених в інструкції з експлуатації даного перемикача, але не рідше ніж один раз на рік

б) з бака контактора РПН (відокремленого від масла трансформатора)

К, П, М

Масло слід замінювати:коли значення пробивної напруги нижче ніж:25 кВ у контакторах з ізоляцією на напругу 10 кВ;30 кВ - з ізоляцією на напругу 35 кВ,35 кВ - з ізоляцією на напругу 110 кВ;якщо в маслі виявлена вода (визначення якісне) або механічні домішки (визначення візуальне)

16. Вимірювання значення опору короткого замикання (КЗ)

К, М

Значення опору КЗ (Zк) вимірюється перед першим увімкненням та після капітального ремонту трансформаторів на напругу 110 кВ і вище, потужністю 63 МВ•А і вище. Значення Zк приймають за базове. Значення Zк не повинно відрізнятися більше ніж на 3% від базового або на 5% від вирахуваного за паспортом на однакових відгалуженнях обмоток, якщо інші значення не вказані в документації підприємства-виробника

Під час експлуатації вимірювання проводять після протікання через обмотки трансформатора струму КЗ силою 70 % і більше від допустимого за стандартами і ТУ, а також під час комплексного визначення необхідності капітального ремонту

17. Випробування трансформаторів увімкненням поштовхом на номінальну напругу

К

У процесі 3-5-разового увімкнення трансформатора на номінальну напругу і витримки під напругою протягом часу не менше ніж 30 хв. не повинно бути явищ, що свідчать про незадовільний стан трансформатора

Трансформатори, змонтовані за схемою блока з генератором, рекомендується вмикати в мережу з підняттям напруги від нуля

18. Випробування вводів

К, М

Проводиться відповідно до таблиці 9 додатка 1 до цих Правил

19. Перевірка вбудованих трансформаторів струму (ТС)

К, М

Проводиться відповідно до таблиці 20 додатка 1 до цих Правил

20. Перевірка дії допоміжних елементів

К, П, М

Перевірку засобів захисту масла від впливу навколишнього середовища, дії газового і захисного реле РПН, стрілкового маслопокажчика, запобіжного і відсічного клапанів, термоперетворювачів опору проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника

21. Оцінювання вологості твердої ізоляції

К, М

Оцінювання вологості проводять для трансформаторів на напругу 110 кВ і вище потужністю 63 МВ•А і більше. При цьому необхідно також враховувати вказівки пункту 8. 16 СОУ-Н ЕЕ 20.302

22. Перевірка запобіжних пристроїв

К

Перевірку запобіжного і відсічного клапанів, а також запобіжної (вихлопної) труби проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника