Меню Рубрики

Допустимое содержание взвешенных углей в трансформаторных маслах

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.

Читайте также:  Дом из бруса с ломаной крышей проекты

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.

Читайте также:  Ворона своими руками из подручных материалов

Приведенный ток нагрузки равен разности токов обмотки высшего напряжения и тока холостого хода трансформатора

.

Ток холостого хода трансформатора определяется параллельной ветвью r и x 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 Q, 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:

  1. после капитального ремонта трансформатора;
  2. не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ А работающих с термосифонными фильтрами;
  3. 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).

Читайте также:  Греется телефон и садится аккумулятор

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
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.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.

Adblock
detector