Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Диагностика оборудования систем электроснабжения. Учебное пособие
.pdf
222
2) баков контакторов
устройств РПН
Т, М
Масло следует заменить:
1) при пробивном
напряжении ниже 2,5 кВ в
контакторах с изоляцией 10
кВ, 30 кВ - с изоляцией 35 кВ,
35 кВ - с изоляцией 40 кВ, 110
кВ - с изоляцией 220 кВ;
2) если в нем обнаружена
вода (определение
качественное) или
механические примеси
(определение визуальное).
Производится в
соответствии с инструкцией
завода-изготовителя
данного переключателя
2.14. Испытание
трансформаторов
включением на
номинальное
напряжение
К
В процессе 3-5 кратного
включения трансформатора
на номинальное напряжение
и выдержки 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
2.15.
Хроматографический
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
хроматографического
анализа газов, растворенных
в масле.
Состояние
трансформаторов
оценивается путем
сопоставления измеренных
данных с граничными
концентрациями газов в
масле и по скорости роста
концентрации газов в масле
2.16. Оценка
влажности твердой
изоляции
К, М
Допустимое значение
влагосодержания твердой
изоляции после капитального
ремонта - 2%,
эксплуатируемых - 4% по
массе; в процессе
эксплуатации допускают не
определять, если
влагосодержание масла не
превышает 10 г/т.
Производится первый раз
через 10-12 лет после
включения, в дальнейшем 1
При капитальном ремонте
определяется по
влагосодержанию
заложенных в бак образцов,
в эксплуатации - расчетным
путем
223
раз в 4-6 лет у
трансформаторов
напряжением 110 кВ и выше
мощностью 60 MBА и более.
2.17. Оценка
состояния бумажной
изоляции обмоток по:
наличию фурановых
соединений в масле
М
Допустимое содержание
фурановых соединений, в том
числе фурфурола, приведено
в п.11 табл.6 (Приложение
3.1) ПТЭЭП.
Производится
хроматографическими
методами 1 раз в 12 лет, а
после 24 лет эксплуатации 1 раз в 4 года
степени
полимеризации
бумаги
К
Ресурс бумажной изоляции
обмоток считается
исчерпанным при снижении
степени полимеризации
бумаги до250 единиц.
2.18. Измерение
сопротивления
короткого замыкания
(Zk) трансформатора
К, М
Значения Zk, не должны
превышать исходные более
чем на 3%.
У трехфазных
трансформаторов
дополнительно нормируется
различие значений Zk по
фазам на основном и крайних
ответвлениях - не должно
превышать 3%.
Производится у
трансформаторов
мощностью 125 МВА и
более (при наличии РПН)
после воздействия на
трансформатор тока КЗ,
превышающего 70%
расчетного значения, а
также в объеме
комплексных испытаний
2.19. Испытание
Вводов
К, М
Производится в соответствии
с указаниями раздела 10
ПТЭЭП
2.20. Испытание
встроенных
трансформаторов
тока
К, М
Производится в соответствии
с указаниями п.п.20.1, 20.3.2,
20.5, 20.6, 20.7 раздела 20
ПТЭЭП.
2.21.
Тепловизионный
контроль
М
Производится в соответствии с установленными нормами
и инструкциями заводов-изготовителей.
Примечания:
1. Испытания по п.п.2.1, 2.3, 2.8-2.12, 2.13, 2.15 и 2.16 для сухих трансформаторов
всех мощностей не проводятся.
224
2. Измерения сопротивления изоляции и tg должны производиться при одной и той
же температуре или приводиться к одной температуре. Измеренные значения tg
изоляции при температуре изоляции 20°С и выше, не превышающие 1%, считаются
удовлетворительными, и их пересчет к исходной температуре не требуется.
3. Силовые трансформаторы 6-10 кВ мощностью до 630 кВА межремонтным
испытаниям и измерениям не подвергаются.
Таблица А.3 – Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла
№
п/
п
Наименовани
е показателя
Категория
электрооборудо
вания (ЭО)
Перед заливкой
Эксплуатационное
*
Примечание
свежее
регенериров
анное
нормальн
о
допустим
ое
предель
но
допусти
мое
1
Пробивное
Электрооборудо
вание:
напряжение,
до 15кВ
включительно
30
30
20
КВ, не менее:
до 35кВ
включительно
35
35
25
до 150кВ
включительно
60
60
40
35
220 кВ
65
65
60
55
2
Кислотное
число, мг
КОН/г масла,
не более
Электрооборудо
вание до 220кВ
включительно
0,02
0,05
0,1
0,25
225
3
Температура
вспышки в
закрытом
тигле, °С, не
ниже
Электрооборудо
вание до 220кВ
включительно
135
130
Снижени
е не
более
чем на
5°С по
сравнени
ю с
предыду
щим
анализом
125
4
Влагосодержа
ние, % массы
(г/т), не более:
Трансформатор
ы с пленочной и
азотной
защитами масла,
маслонаполненн
ые вводы и
измерительные
трансформаторы
0,001
(10)
0,001 (10)
0,0015
(15)
0,0025
(25)
Допускается
определение
данного
показателя
методом Карла
Фишера или
хроматографич
еским методом
Силовые
трансформаторы
, негерметичные
маслонаполненн
ые вводы
-
0,002 (20)
-
0,003
(30)
ЭО, при
отсутствии
требований
предприятийизготовителей
по
количественном
у определению
влагосодержани
я
Отсутст
вие
Отсутствие
Отсутств
ие
Отсутст
вие
5
Содержание
механических
примесей: %,
(класс
чистоты, не
более)
Электрооборудо
вание до 220 кВ
Отсутст
вие (11)
Отсутствие
(11)
Отсутств
ие (13)
Отсутст
вие (13)
6
Тангенс угла
диэлектричес
ких
Силовые
трансформаторы
до220 кВ
1,7
1,5
5
потерь при
90°С, %, не
более
Измерительные
трансформаторы
до 220кВ
1,7
Электрооборудо
вание до 150кВ
включительно
8
10
220 кВ 5
5
7
7
Содержание
водораствори
Электрооборудо
вание до 220кВ
включительно
Отсутст
вие
Отсутствие
226
мых кислот и
щелочей:
Силовые
трансформаторы
,
маслонаполненн
ые вводы;
0,014
-
Негерметичные
измерительные
трансформаторы
и
маслонаполненн
ые вводы
0,03
-
8
Содержание
антиокислите
льной
присадки
(АГИДОЛ-1
(2,6дитретбутил4-метилфенол
ионол), %
массы, не
менее
Электрооборудо
вание до 220 кВ
включительно
0,2
0,18
0,1
9
Температура
застывания,
°С, не выше
ЭО, заливаемое
арктическим
маслом
-60
-60
-
-
10 Газосодержа
щие по
инструкциями
изготовителя,
% объема, не
более)
СТ с пленочной
защитой,
герметичные
маслонаполненн
ые вводы
напряжением до
220 кВ
0,1 (0,5)
0,1 (0,5)
2
4
11 Содержание
растворимого
шлама, %
массы, не
более
СТ,
негерметичные
маслонаполненн
ые вводы
напряжением до
220 кВ
- - -
0,005
12 Содержание
фурановых
производных,
% массы, не
более
(фурфурола)
Трансформатор
ы и
маслонаполненн
ые вводы
напряжением до
220 кВ
- - 0,0015
(0,001)
13 Содержание
серы, % не
более
Электрооборудо
вание до 220 кВ
включительно
-
0,6
-
-
* Для трансформаторного масла устанавливаются две области эксплуатации:
нормально допустимая - в указанных пределах изменений характеристик масла
гарантируется нормальная работа ЭО, контроль состояния масла проводится по
показателям 1-3 таблицы (сокращенный анализ) ПТЭЭП;
227
предельно допустимая - при характеристиках масла, выше указанных как «нормально
допустимые», но ниже «предельно допустимых» требуется установить более
учащенный и расширенный контроль состояния масла и принять меры по
восстановлению эксплуатационных свойств масла или предусмотреть замену масла.
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
ТРАДИЦИОННАЯ ДИАГНОСТИКА. РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ
ТРАНСФОРМАТОРА ТДН-10000/110
Таблица Б.1 – Измерение потерь холостого хода при малом напряжении
№ 1 Напряжение подано на выводы
b-c
a-с
а-b
2
Закорочены выводы
(замкнута накоротко обмотка)
a-с
(a)
а-b
(b)
b-c
(c)
3
Напряжение, В
246,8
246,0
247,0
4
Ток, А
0,092
0,141
0,095
5
Потери XX, Вт
7,8
10,05
8,0 6 Потери в приборах, Вт
0,5
7
Потери XX. Вт, приведенные к 220 В
5,860
7,724
6,019
8
Соотношение потерь XX Р а-b /Р
1,03
1,32
1,28
9
Соотношение потерь XX Р a-с / Р
10
Соотношение потерь XX Р b-c / Р
Вывод. Нарушений в работе магнитной системы трансформатора нет.
Таблица Б.2 – Определение сопротивления короткого замыкания (КЗ) обмоток СТ
Фаз
а
Положени
е
РПН
Напряжен
ие
В
Ток,
А
ZКЗ,
Ом
ZКЗ, (между
фазами), Ом
Ом
ZКЗ, (по
фазам), Ом
Изме
р.
Норм
а
Изме
р.
Норм
а
А
1
247.5
1,18
0
204,7
5
0,75а-
с
3 - -
-
В
274,8
1,33
5
205.8
4
1,18b-
c
3 - -
-
С
252,0
1,21
0
208,2
6
1,90a-
b
3 - -
-
228
А
10
246,9
1,79
0
137,9
3
0,94
а-с
3
138,8
7
0,68
3
В
247,5
2,05
2
137,2
5
0,50
b-c
3
138,8
7
1,18
3
3С
252,1
1,81
1
139,2
2
1,44a-
b
3
138,8
7
0,25
3
А3
19
246,9
2,82
5
87,40
1.28
а-с
3 - -
-
В
273,6
3,11
5
87,83
0,78
b-c
3 - -
-
С
250,5
2,83
0
88,52
0,51a-
b
3 - -
-
ΔZk * - отклонение измеренных значений Zk от базового значения, вычисленного по
паспортному U* = 10,5 %.
Вывод. По результатам испытаний недопустимых деформаций обмоток СТ нет.
Таблица Б.3 – Измерение сопротивления изоляции и tgδ обмоток трансформатора
Схема
измерений
Результаты измерений,
при t = -350С
Результаты
измерений,
приведенные
к t = - 200С
Данные
предыдущих
измерений
при t = 200С
RНН
МОм
RВН
МОм
K
АБС
tgδ
%
C RНН
МОм
tgδ
%
RВН
МОм
tgδ
%
НН(ВН + бак)
1100
1700
1,55
0,30
11240
1133
0,39
1900
0,22
ВН(НН - бак)
760
1200
1,57
0,31
8694
800
0,41
1800
0,21
(ВН + НН)
- бак
671
1100
1,64
0,40
10152
733
0,52
1700
0,20
Вывод. По характеристикам изоляции трансформатор в норме.
Таблица Б.4 - Определение сопротивления току обмотки низкого напряжения (НН)
229
Обмотка
Измеренные
RНН при t = -350С
Результаты измерений,
приведенные к
t = - 200С
Максимальное отличие
измеренного
сопротивления, %
a-b
b-c
c- a
a-b
b-c
c-a
между
фазами
ранее
изм.
норма
НН
0,0476
0,0473
0,0475
0,0442
0,0441
0,0443
0,42
0,39
2,0
Вывод. Сопротивление обмоток НH в норме.
Таблица Б.5 – Измерение сопротивления постоянному току обмотки высокого
напряжения (ВН)
Положение
РПН
Измеренные
RВН при t = -350С
Результаты
измерений,
приведенные к t = -
200С
Максимальное отличие
измеренного
сопротивления, %
А-0
В-0
С-0
А-0
В-0
С-0
между
фазами
ранее
изм.
норма
1
4,538
4,536
4,554
- - -
0,39
0,32
2,0 2 4,446
4,448
4,443
- - -
0,32
0,21
2,0 3 4,357
4,355
4,351
- - -
0,16
0,12
2,0
4
4,265
4,263
4,261
- - -
0,09
0,01
2,0
5
4,177
4,172
4,169
- - -
0,26
0,21
2,0
6
4,086
4,082
4,081
- - -
0,37
0,32
2,0
7
3,995
3,991
3,997
- - -
0,15
0,11
2,0
8
3,904
3,902
3,901
- - -
0,39
0,33
2,0
9
3,813
3,811
3,810
- - -
0,08
0,02
2,0
10
3,720
3,721
3,712
- - -
0,27
0,23
2,0
11
3,707
3,703
3,709
- - -
0,35
0,31
2,0
12
3,617
3.591
3.620
- - -
0,81
0,78
2,0
13
3,524
3,521
3,520
- - -
0,11
0,09
2,0
14
3,440
3,442
3,435
- - -
0,29
0,23
2,0
15
3,345
3,347
3,341
- - -
0,33
0,31
2,0
16
3,255
3,253
3,251
- - -
0,22
0,19
2,0
17
3,164
3,167
3,160
- - -
0,28
0,24
2,0
18
3,070
3,072
3,074
- - -
0,13
0,11
2,0
19
2,978
2,975
2,971
- - -
0,44
0,41
2,0
Вывод. Наибольшее отличие измеренного сопротивления составляет 0,81 % на 12-м
положении переключающего устройства между фазами В и С.
Сопротивление обмоток ВН в норме.
230
Таблица Б.6 - Проверка коэффициента трансформации (КТ)
при однофазном возбуждении
Положение
РПН
Измеренный КТ
пары обмоток
Расчетный
КТ
обмоток
Максимальное отличие
измеренного КТ, %
А-0 / a-c
В-0 / a-b
С-0 / b-c
между
фазами
ранее
изм.
норма
1
6,99
6,94
6,91
7,01
0,72
0,15
2,0 2 6,83
6,85
6,87
6,87
0,44
0,88
2,0
3
6,73
6,77
6,75
6,89
0,17
0,89
2,0
4
6,65
6,66
6,63
6,79
0,15
0,60
2,0 5 6,55
6,53
6,51
0,68
0,19
0,62
2,0 6 6,43
6,45
6,42
6,57
0,31
0,61
2,0
7
6,33
6,44
6,43
6,47
0,16
0,89
2,0
8
6,20
6,23
6,21
6,46
0,32
0,64
2,0 9 6,13
6,14
6,11
6,37
0,43
0,66
2,0
10
6,02
6,03
6,01
6,04
0,33
0,83
2,0
11
5,89
5,88
5,87
5,93
0,17
0,85
2,0
12
5,79
5,76
5,77
5,82
0,18
0,69
2,0
13
5,67
5,65
5,68
5,71
0
0,67
2,0
14
5,57
5,55
5,57
5,61
0,17
0,91
2,0
15
5,46
5,49
5,47
5,50
0,18
0,73
2,0
16
5,35
5,37
5,38
5,39
0,56
0,75
2,0
17
5,24
5,25
5,27
5,28
0,38
0,73
2,0
18
5,17
5,18
5,16
5,18
0
0,19
2,0
19
5,05
5,04
5,06
5,07
0
0,41
2,0
Вывод. Наибольшее отличие измеренного коэффициента трансформации от расчетного
значения составляет 0,9 % на 14-м положении переключающего устройства на фазе В.
Коэффициент трансформации силового трансформатора в норме.
ПРИЛОЖЕНИЕ В
231
РАННЯЯ ДИАГНОСТИКА. ТЕПЛОВИЗИОННЫЙ КОНТРОЛЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Таблица В.1 – Нормы тепловизионного контроля электроэнергетического
оборудования
№
Диагностируемые узлы
Максимальные значения
температуры, 0С
Критическая
Рабочая
1
Токоведущие (кроме контактов и контактных
соединений) и нетоковедущие металлические
части: неизолированные и несоприкасающиеся с
изоляционными материалами изолированные
или соприкасающиеся с изоляционными
материалами классов нагревостойкости
Y
А
Е
В
F
Н
120
90
100
120
130
155
180
80
50
60
80
90
115
140
2
Контакты
из меди и медных сплавов:
без покрытий, в воздухе / в изоляционном масле
с накладными серебряными пластинами, в
воздухе / в изоляционном масле
с покрытием серебром или никелем, в воздухе /
в изоляционном масле
с покрытием серебром не менее 24 мкм
с покрытием оловом, в воздухе / в изоляционном
масле
75/80
120/90
50/90
120
35/40
80/50
65/50
80
3
Контакты, металлокерамические содержащие
вольфрам и молибден в изоляционном масле:
на основе меди / серебра
85/90
45/50
4
Аппаратные выводы из меди, алюминия и их
сплавов, предназначенные для соединении
с внешними проводниками цепей:
без покрытия
с покрытием оловом, серебром или никелем
90
105
50
65
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]