Примечания: 1. Проба трансформаторного масла для определения значения tg δ дополнительной обработке не подвергается. 2. Проверку газосодержания масла допускается производить абсорциометрами, установленными в дегазационных установках или в лаборатории хроматографическим методом.
5.5.1. Свежее сухое трансформаторное масло перед заливкой его во вводимые в эксплуатацию трансформаторы, поставляемые без масла, должно испытываться по показателям пп. 1, 4, 5, 6, 7, а для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - также и по пп. 2, 3. Перед заливкой в трансформаторы с пленочной защитой масло должно быть испытано по показателям пп. 2, 8.
5.5.2. Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно при хранении их более одного года должно быть испытано по показателям п. 1, а из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по показателям пп. 1 - 4 не реже одного раза в два месяца.
5.5.3. Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа должен быть произведен отбор проб, остатков масла (со дна). Пробивное напряжение остатков масла в трансформаторах должно быть не менее, кВ:
у трансформаторов напряжением 110 - 220 кВ - 35;
у трансформаторов напряжением 330 - 500 кВ - 45.
5.5.4. Масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, поставляемых с маслом, должно быть испытано до начала монтажа по показателям пп. 1 - 7.
5.5.5. Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемых с маслом, при отсутствии заводского протокола испытания масла должно быть проверено перед включением трансформатора по показателям пп. 1, 4, 5, 6, 7.
5.5.6. Масло из трансформаторов мощностью до 1000 кВ · А включительно напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемых заполненными маслом, при наличии документов с удовлетворяющими нормам показателями заводского испытания, проведенного не более чем за шесть месяцев, до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1 и 6.
5.5.7. Масло из трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно перед вводом в работу после монтажа должно быть испытано по показателям пп. 1, 4, 5, 6, 7, из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - дополнительно по показателям пп. 2 и 3.
Масло из трансформаторов с пленочной защитой, кроме того, должно испытываться по показателям пп. 2 и 8, а масло из трансформаторов с азотной защитой - по показателю п. 2.
5.6. Для масел из измерительных трансформаторов должны быть произведены следующие испытания (табл. 4).
5.6.1. Свежее сухое трансформаторное масло перед заливкой его в измерительные трансформаторы должно быть испытано по пп. 1, 4, 5, 6, 7, а для измерительных трансформаторов напряжением 220 кВ и выше дополнительно по пп. 2 и 3.
Масло из трансформаторов тока напряжением 35 кВ и выше после их монтажа должно быть испытано по пп. 1, 4, 5, 6, 7.
5.6.2. Масло из измерительных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также 35 кВ с объемами масла 30 кг и более, после монтажа должно быть испытано по пп. 1, 4, 5, 6, 7. Из трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно с объемом масла менее 30 кг пробы масла могут не отбираться, полная замена масла допускается лишь при ухудшении характеристик изоляции.
У маслонаполненных каскадных измерительных трансформаторов оценка состояния масла в отдельных ступенях трансформаторов должна производиться по нормам, соответствующим номинальному рабочему напряжению ступени (каскада).
5.7. Для масел из масляных выключателей испытание должно проводиться по пп. 1 и 6 (см. табл. 4) при вводе выключателей в эксплуатацию после монтажа, капитального и внепланового ремонтов.
У баковых выключателей испытание должно проводиться до и после заливки масла, а у маломасляных выключателей всех напряжений - до заливки масла.
5.8. Свежее сухое трансформаторное масло перед заливкой во вводы должно испытываться по пп. 1, 4, 5, 6, 7 (табл. 4), а для вводов на напряжение 220 кВ и выше - дополнительно по п. 3. Масло, предназначенное для заливки герметичных вводов, должно быть дегазированным.
Масло из негерметичных маслонаполненных вводов после монтажа испытывается по пп. 1, 4, 5, 6, 7.
5.9. Рекомендуется при заливке масла в оборудование отбирать пробу масла (5 - 10 см3). Хранить ее в закрытом состоянии и использовать ее в качестве эталона при оценке срабатываемости (расхода) присадки в процессе эксплуатации.
6. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ЕГО КАЧЕСТВУ
6.1. Требования к качеству эксплуатационных трансформаторных масел в зависимости от типа оборудования, класса напряжения и мощности, методы испытания и меры, принимаемые в случае превышения предельно допустимых значений некоторых показателей качества масел приведены в табл. 5.
Таблица 5
Требования к качеству эксплуатационных трансформаторных масел
|
Показатель качества масла |
Наименование нормативно-технического документа |
Место проведения испытания (П - производство, Л - лаборатория) |
Группа оборудования |
Предельно допустимое значение показателя качества масла |
Меры, принимаемые в случае превышения значения показателя выше предельно допустимого |
Примечание |
|
1. Пробивное напряжение, кВ |
П и Л |
Трансформаторы, аппараты, вводы напряжением: |
|
|
|
|
|
|
|
|
до 15 кВ вкл. |
20 |
Обработка вакуумным сепаратором ПСМ по п. 7.9 или цеолитом по п. 8.2 |
Входит в объем сокращенного анализа (периодичность сокращенного анализа см. п. 6.3) |
|
|
|
|
свыше 15 кВ до 35 кВ вкл. |
25 |
То же |
Снижение Uпр обусловлено наличием воды и накоплением загрязнений в масле |
|
|
|
|
от 60 кВ до 150 кВ вкл. |
35 |
-"- |
|
|
|
|
|
от 220 кВ до 500 кВ вкл. |
45 |
Обработка вакуумной установкой УВМ по п. 8.3 или неолитом по п. 8.2 |
|
|
|
|
|
750 кВ |
55 |
То же |
|
|
|
|
|
1150 кВ |
65 |
-"- |
|
|
2. Содержание механических примесей, % массы (г/т) |
- |
П |
Электрооборудование до 750 кВ вкл. |
Отсутствие |
При наличии следов механических примесей обработка (фильтрация) масла фильтрами тонкой очистки масла (фильтр-пресс ФП; ФОСН; ФГН и др.) или установками (УВМ; ПСМ), оборудованными указанными фильтрами, по п. 7.10 |
Входит в объем сокращенного анализа |
|
- визуально |
РТМ 34-70-653-83 |
Л |
Силовые трансформаторы 1150 кВ вкл. |
0,0015 (15) |
|
|
|
3. Кислотное число, мг КОН/г масла |
П и Л |
Силовые трансформаторы свыше 630 кВ · А, измерительные трансформаторы 110 кВ и выше, маслонаполненные вводы |
0,1 |
Замена в ТСФ или АФ адсорбента, регенерация масла по п. 10.2 |
Входит в объем сокращенного анализа (ТСФ - термосифонные фильтры, АФ - адсорбционные фильтры) |
|
|
|
|
|
|
0,25 |
Регенерация масла крупнопористыми адсорбентами по п. 10 или замена на свежее масло |
См. примечание 1 табл. 5 |
|
4. Содержание водорастворимых кислот, мг КОН/г масла |
Приложение 1 настоящих Методических указаний |
П и Л |
То же |
0,014 (0,03 для негерметичных вводов до 500 кВ вкл.) |
Замена адсорбента в ТСФ или АФ, регенерация масла по п. 10 |
Входит в объем сокращенного анализа. Повышение КЧ и ВРК обусловлено процессом окислительного старения масла |
|
5. Температура вспышки в закрытом тигле (ТВЗТ), С |
П и Л |
Силовые трансформаторы выше 530 кВ · А, измерительные трансформаторы 110 кВ и выше, маслонаполненные вводы |
Снижение не более чем на 6 С в сравнении с предыдущим анализом |
Выявление и устранение причины (дефекта оборудования). Проведение хроматографического анализа. Если ТВЗТ ниже 125 С, то вакуумная обработка масла установкой УВМ по п. 8.3 до ТВЗТ не ниже 130 С. Если ТВЗТ выше 125 С и в процессе дальнейшей эксплуатации не снижается, то нет необходимости в обработке масла |
Входит в объем сокращенного анализа (см. примечание 2 к данной табл.). Снижение ТВЗТ обусловлено разложением масла в результате местных перегревов и электрических разрядов |
|
|
6. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, при 90 °С |
Л |
Силовые, измерительные трансформаторы, вводы напряжением: |
|
Регенерация крупнопористым адсорбентом по п. 10.2 замена адсорбента в ТСФ или АФ. (Замена масла на свежее) |
Проба масла перед определением дополнительно не обрабатывается. (Периодичность испытания см. п. 6.3, а также при смешении масел). Повышение обусловлено появлением в масле коллоидных частиц (мыл, следов растворимого шлама) и загрязнением масла водой |
|
|
|
|
|
110 - 150 кВ вкл. |
15 |
|
|
|
|
|
|
220 - 500 кВ вкл. |
10 |
|
|
|
|
|
|
750 кВ |
5 |
|
|
|
|
|
|
1150 кВ |
4 |
|
|
|
7. Влагосодержание, % массы (г/т) |
Л |
Для трансформаторов с азотной и пленочной защитой |
0,002 (20) |
Обработка цеолитом по п. 8.2 или вакуумной установкой УВМ по п. 8.3 |
Периодичность проведения такая же, как и у сокращенного анализа масла. |
|
|
|
П |
Для трансформаторов без специальных средств защиты с системой охлаждения м и Д |
Отсутствие (Качественно) |
Обработка цеолитом по п. 8.2 или вакуумным сепаратором ПСМ по п. 7.9 |
Основные причины увлажнения масла - образование реакционной воды и поглощение влаги из окружающей среды при «дыхании» оборудования |
|
|
8. Газосодержание, % объема |
Инструкция завода-изготовителя оборудования |
П и Л |
Для трансформаторов с пленочной защитой |
2 |
Дегазация масла с помощью установки УВМ по п. 8.3 |
Периодичность проведения такая же, как и сокращенного анализа масла. Заводы-изготовители рекомендуют определять хроматографическим методом или адсорбциометрами на установках УВМ. Повышение газосодержания обуславливается нарушением герметичности пленочной защиты или наличием дефектов оборудования |
|
9. Растворимый шлам (потенциальный осадок) |
Приложение 2 настоящих Методических указаний |
Л |
Силовые трансформаторы 220 кВ и выше при КЧ свыше 0,10 мг КОН/г масла |
Отсутствие (отсутствием считается содержание менее 0,01 % массы) |
Регенерация масла по п. 10.2 с последующей заменой адсорбента в ТСФ и АФ, введение присадки ионол в количестве 0,3 % массы п. 9.6.4 |
Выполнять с периодичностью сокращенного анализа масла. Появление шлама обусловлено глубоким старением масла |
|
10. Определение содержания антиокислительной присадки ионол |
Приложение 3 настоящих Методических указаний |
Л |
В основном негерметичных трансформаторов 110 кВ и выше, а также для оборудования с вместимостью маслосистемы 10 т и более |
Не менее 0,1 % массы |
Введение ионола по п. 9.6.4 в количестве 0,2 - 0,3 % массы. При КЧ масла более 0,1 мг КОН/г или наличии растворенного шлама обязательная предварительная регенерация масла по п. 10.2 |
Выполнять с периодичностью сокращенного анализа масла. Снижение концентрации присадки обусловлено ее расходом в процессе окислительного старения масла |
Примечания: 1. Кислотное число масла можно определять также по ГОСТ 11362-76 (СТ СЭВ 5025-85) методом потенциометрического титрования. 2. Для трансформаторов 110 - 150 кВ мощностью 60 МВ · А и более, 220 - 500 кВ включительно всех мощностей, реакторов 500 кВ и выше, трансформаторов напряжением 110 - 150 кВ модностью менее 60 МВ · А СН блоков 300 МВт и выше, масло из которых контролируется хроматографическим методом, температура вспышки может не определяться.
В процессе эксплуатации трансформаторного масла выполняется сокращенный анализ масла, при необходимости выполняются различные испытания масла, входящие в объем полного анализа (помимо сокращенного анализа).
6.2. Объем эксплуатационного контроля включает в себя сокращенный или полный анализ масла.
6.2.1. Сокращенный анализ масла включает определение следующих показателей качества:
