1.8.33. Трансформаторное масло на месте монтажа оборудования испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
1.Анализ масла перед заливкой в оборудование. Каждая партия свежего, поступившего с завода трансформаторного масла должна перед заливкой в оборудование подвергаться однократным испытаниям по показателям, приведенным в табл. 1.8.38, кроме п. 3. Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 1.8.38.
Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 1.8.38, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.
Таблица 1.8.38. Предельные допустимые значения показателей качества трансформаторного масла
| Показатель качества масла | Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование | Масло непосредственно после заливки в оборудование | ||||||
| по ГОСТ 982-80* марки ТКп | по ГОСТ 10121-76* | по ТУ 38-1-182-68 | по ТУ 38-1-239-69 | по ГОСТ 982-80* марки ТКп | по ГОСТ 10121-76* | по ТУ 38-1-182-68 | по ТУ 38-1-239-69 | |
| 1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением: | ||||||||
| до 15 кВ | – | – | ||||||
| выше 15 до 35 кВ | – | – | ||||||
| от 60 до 220 кВ | – | – | ||||||
| от 330 до 500 кВ | – | |||||||
| 2. Содержание механических примесей | Отсутствие (визуально) | |||||||
| 3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях | Отсутствие | |||||||
| 4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,02 | 0,02 | 0,03 | 0,01 | 0,02 | 0,02 | 0,03 | 0,01 |
| 5. Реакция водной вытяжки | Нейтральная | |||||||
| 6. Температура вспышки, °С, не ниже | ||||||||
| 7. Кинематическая вязкость, 1·10 -6 м 2 /с, не более: | ||||||||
| при 20 °С | – | – | – | – | – | – | ||
| при 50 °С | 9,0 | 9,0 | 9,0 | 9,0 | – | – | – | – |
| 8. Температура застывания, °С, не выше 1 | -45 | -45 | -45 | -53 | – | – | – | – |
| 9. Натровая проба, баллы, не более | – | – | – | – | ||||
| 10. Прозрачность при +5 °С | Прозрачно | |||||||
| 11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*): | 0,01 | Отсутствие | 0,03 | Отсутствие | – | – | – | – |
| количество осадка после окисления, %, не более | ||||||||
| кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,1 | 0,1 | 0,3 | 0,03 | – | – | – | – |
| 12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более 2 : | ||||||||
| при 20 °С | 0,2 | 0,2 | 0,05 | – | 0,4 | 0,4 | 0,1 | – |
| при 70 °С | 1,5 | 2,0 | 0,7 | 0,3 | 2,0 | 2,5 | 1,0 | 0,5 |
| при 90 °С | – | – | 1,5 | 0,5 | – | – | 2,0 | 0,7 |
1 Проверка не обязательна для трансформаторов, устанавливаемых в районах с умеренным климатом.
2 Нормы тангенса угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах см. в табл. 1.8.36.
2.Анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в пп. 1-6 табл. 1.8.38, а для оборудования 110 кВ и выше, кроме того по п. 12 табл. 1.8.38.
3.Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в аппараты свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, при этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится только в случае смешения ингибированного и неингибированного масел.
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:
Лучшие изречения: Для студента самое главное не сдать экзамен, а вовремя вспомнить про него. 10099 – 
| 7531 – 
или читать все.
91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.
Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)
очень нужно
| Показатель качества масла | Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование | Масло непосредственно после заливки в оборудование | ||||||
| По ГОСТ 982-80* марки ТК | По ГОСТ 10121-76* | По ТУ 38-1-182-68 | По ТУ 38-1-239-69 | По ГОСТ 982-80* марки ТК | По ГОСТ 10121-76* | По ТУ 38-1-182-68 | По ТУ 38-1-239-69 | |
| 1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением: | ||||||||
| – до 15 кВ | – | – | ||||||
| – выше 15 до 35 кВ | – | – | ||||||
| – от 60 до 220 кВ | – | – | ||||||
| – от 330 до 500 кВ | – | |||||||
| 2. Содержание механических примесей | Отсутствие (визуально) | |||||||
| 3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях | Отсутствие | |||||||
| 4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,02 | 0,02 | 0,03 | 0,01 | 0,02 | 0,02 | 0,03 | 0,01 |
| 5. Реакция водной вытяжки | Нейтральная | |||||||
| 6. Температура вспышки, °С, не ниже | ||||||||
| 7. Кинематическая вязкость, 1 · 10 -6 м 2 /с, не более: | ||||||||
| – при 20 °С | – | – | – | – | – | – | ||
| – при 50 °С | 9,0 | 9,0 | 9,0 | 9,0 | – | – | – | – |
| 8. Температура застывания, °С, не выше | -45 | -45 | -45 | -53 | – | – | – | – |
| 9. Натровая проба, баллы, не более | – | – | – | – | ||||
| 10. Прозрачность при + 5 °С | Прозрачно | |||||||
| 11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*): | ||||||||
| – количество осадка после окисления, %, не более | 0,01 | Отсутств. | 0,03 | Отсутств. | – | – | – | – |
| – кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,1 | 0,1 | 0,03 | 0,03 | – | – | – | – |
| 12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более: | ||||||||
| – при 20 °С | 0,2 | 0,2 | 0,05 | – | 0,4 | 0,4 | 0,1 | – |
| – при 70 °С | 1,5 | 2,0 | 0,7 | 0,3 | 2,0 | 2,5 | 1,0 | 0,5 |
| – при 90 °С | – | – | 1,5 | 0,5 | – | – | 2,0 | 0,7 |
Рис. 3.2. Схема однофазного трансформатора:
Рис. 3.3. Схема замещения одной фазы трансформатора
Расчет режимов трансформатора выполняют на основе схемы замещения (рис. 3.3), используя законы Ома, Кирхгофа и др.
Приведенный ток нагрузки равен разности токов обмотки высшего напряжения и тока холостого хода трансформатора
.
Ток холостого хода трансформатора определяется параллельной ветвью r0 и x0 в схеме замещения, где активное сопротивление эквивалентно отражает активные потери в магнитопроводе, а индуктивное – определяет ток намагничивания 
и ЭДС самоиндукции E1. Ток намагничивания порождает основной поток Ф в сердечнике трансформатора. Потоки рассеяния в сердечнике определяются реактивными сопротивлениями x1 и 
. В режиме холостого хода, с достаточным для практики приближением, можно принять, что ток холостого хода равен току намагничивания, а реактивная мощность трансформатора:
где I – ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока нагрузки (дается в каталоге),
Sн − номинальная полная мощность трансформатора B·A (если Uн даётся в киловольтах, то Sн − в киловольтамперах).
Реактивная мощность потоков рассеяния при номинальной нагрузке трансформатора определяется по выражению
,
где uк % – напряжение короткого замыкания (по каталогу).
При нагрузке, отличной от номинальной, когда I / Iн = β,
При любой нагрузке трансформатора егоРМ определяется из равенства
Таким образом, РМ трансформатора состоит из двух частей – РМ холостого хода Q0, не зависящей от нагрузки, и РМ рассеяния Qр, зависящей от тока нагрузки. При уменьшении нагрузки трансформатора от номинальной до холостого хода РМ уменьшается от 100 примерно до 40 – 50 %.
Если трансформатор имеет ответвления со стороны питания, необходимо следить за тем, чтобы трансформатор работал с ответвлением, соответствующим данному напряжению сети. Если номинальное напряжение меньше напряжения сети, то РМ намагничивания увеличивается. При уменьшении напряжения (по сравнению с номинальным) ток холостого хода и РМ намагничивания уменьшаются примерно пропорционально снижению напряжения. Составляющая реактивной мощности Qр, зависящая от нагрузки (и определяемая потоком рассеяния), изменяется прямо пропорционально току нагрузки (так как поток замыкается в основном по воздуху).
Дата добавления: 2016-08-06 ; просмотров: 1956 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Испытание трансформаторного масла не проводится для сухих трансформаторов.
1) из трансформаторов
Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период. Испытание трансформаторного масла производится в следующих случаях:
- после капитального ремонта трансформатора;
- не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ А работающих с термосифонными фильтрами;
- не реже 1 раза в 3 года для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ А работающих без термосифонных фильтров.
В трансформаторах мощностью до 630 кВ А проба масла не отбирается. При неудовлетворительных характеристиках изоляции производятся работы по восстановлению изоляции, замене масла и силикагеля в термосифонном фильтре.
Трансформаторное масло испытывается по показателям пп.1-6 (кроме п.3) табл. 2.21. Измерение tgδ масла производится у трансформаторов на напряжение 220 кВ, а также у трансформаторов, имеющих повышенное значение tgδ изоляции.
Масло из трансформаторов с пленочной защитой должно испытываться по показателям п.п. 8 и 9 табл. 2.21, с азотной защитой по п. 8 табл. 2.21.
2) из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформатора).
Проводится при Т, М.
Испытание масла производится после определенного числа переключений, указанного в инструкции по эксплуатации, но не реже 1 раза в год.
Таблица 2.21. Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла
| Наименование | Значение |
| Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандартном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ до 15 выше 15 до 35 выше 60 до 220 |
20 кВ 25 кВ 35 кВ |
| Содержание механических примесей по визуальному определению | 0 |
| Содержание взвешенного угля (определяется только для масляных выключателей) не более | 1 балла |
| Кислотное число не более | 0,25 мг КОН |
| Содержание водорастворимых кислот и щелочей для трансформаторов мощностью более 630 кВ·А и маслонаполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ·А |
0,014 мг КОН 0,03 мг КОН Не определяется |
| Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом не более | 5°С |
| Тангенс угла диэлектрических потерь при 70°С, не более | 7% |
| Влагосодержание по массе | По заводским нормам |
| Газосодержание | То же |
Примечание: Данные табл. 8 ПЭЭП. В таблице приведены значения показателей эксплуатационного масла всех марок. Значения показателей свежего сухого масла перед заливкой в оборудование, а также масла после заливки в оборудование и перед вводом в эксплуатацию устанавливаются соответствующими ГОСТ и ТУ (ТУ 38-101-1025-85, ГОСТ 928-74, ТУ 38-101-890-81, ТУ 38-101-281-80, ГОСТ 10121-76 и др.).
По результатам испытания масло следует заменять в случаях:
- при пробивном напряжении ниже 25 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).
О порядке проведения испытания масла как из трансформаторов, так и из баков контакторов устройств РПН следует руководствоваться указаниями п. 2.2.14.
Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение.
Проводится при капитальном ремонте.
Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть с подъемом напряжения с нуля.
В процессе 3 – 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформаторов.
Испытание вводов.
Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Испытание вводов не проводится для маслонаполненных трансформаторов мощностью до 1000 кВ А, а также для сухих трансформаторов независимо от мощности.
Для остальных трансформаторов испытание следует производить в соответствии с нормами .
Испытание встроенных трансформаторов тока.
Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Испытание встроенных трансформаторов тока не проводится для сухих трансформаторов независимо от мощности.
Испытание производится в соответствии с нормативами.