РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
по определению влагосодержания твердой изоляции обмоток силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) по результатам измерения диэлектрических характеристик.
РАЗРАБОТАНЫ: Филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ,
Департаментом технического аудита и генеральной инспекции КЦ ОАО РАО «ЕЭС России».
ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов.
УТВЕРЖДЕНЫ: Членом Правления, техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» Б.Ф. Вайнзихером 21.06.2007.
Содержание
Исходные данные для определения влагосодержания твердой изоляции
Определение влагосодержания изоляции по тангенсу угла диэлектрических потерь
Введение
Согласно РД 34.45.-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [1] влагосодержание твердой изоляции силовых трансформаторов определяется перед их вводом в эксплуатацию и при капитальных ремонтах по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции.
В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
В Методических указаниях приведена методика определения влагосодержания твердой изоляции обмоток трансформатора (шунтирующего реактора) расчетным путем по результатам измерений их диэлектрических характеристик, что позволяет определить среднее значение содержания влаги в изоляции косвенно через измеренный тангенс угла диэлектрических потерь изоляции с учетом температуры обмоток и тангенса угла диэлектрических потерь масла.
Настоящие Методические указания распространяются на силовые трансформаторы (шунтирующие реакторы) и автотрансформаторы.
Данную методику определения влагосодержания твердой изоляции не следует применять при наличии сильного загрязнения масла продуктами его старения. В этом случае формула (5) может дать отрицательное значение tg d Т , что является признаком сильного загрязнения масла.
Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.
Диагностика (испытания) силовых трансформаторов проводятся для оценки состояния изоляции и выявления образующихся в ней дефектов.
Наиболее характерными видами дефектов изоляции являются местные дефекты (трещины, расслоения, воздушные включения, местные перегревы и т.п.), охватывающие незначительную часть площади изоляции.
Внутренняя изоляция силового трансформатора представляет собой сложное сочетание твёрдого (бумага, картон и т.п.) и жидкого диэлектриков, изменение физико – химических свойств которых происходит неодинаково. Чтобы своевременно выявить ухудшение состояния отдельных компонентов изоляции, производится измерение характеристик изоляции (сопротивление изоляции и тангенс угла диэлектрических потерь и ёмкость) отдельных зон обмоток силового трансформатора.
Объектом испытания в силовых трансформаторах являются, прежде всего, активная часть трансформатора, жидкий диэлектрик (для маслонаполненных трансформаторов), изоляция вводов, целостность бака, состояние средств защиты и предохранительные устройства.
Определяемые характеристики.
Сопротивление изоляции Rиз. является основным показателем состояния изоляции обмоток трансформатора и состояния жидкого диэлектрика.
Одновременно с измерением сопротивления изоляции обмоток трансформатора определяют коэффициент абсорбции.
Коэффициент абсорбции трансформаторов не нормируется, но для неувлажненной изоляции трансформаторов значение этого коэффициента должно быть не менее 1,3.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённое к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Измерения в процессе эксплуатации производят при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа газов, растворённых в масле, а также в объёме комплексных испытаний.
Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электрических экранов относительно обмоток и магнитопровода.. Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Измеренные значения должны быть не мене2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
Хроматографический анализ газов, растворённых в масле. Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Хроматографический анализ должен осуществляться в следующие сроки:
–Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью мене60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд – через 6 месяцев после включения и далее не реже 1 раза в 6 месяцев.
–Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых трёх суток, через 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее – не реже 1 раза в 6 месяцев.
– Трансформаторы напряжением 750 кВ – в течение 3 суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее – не реже 1 раза в 6 месяцев.
Оценка влажности твёрдой изоляции. Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более.
Допустимое значение влагосодержания твёрдой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт – не выше 4% по массе. Влагосодержание твёрдой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10г/т.
Влагосодержание твёрдой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твёрдой изоляции расчетным путём.
Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз – через 10-12 лет после включения и в дальнейшем – 1 раз в 4-6 лет.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции обмоток. Измерение производится у трансформаторов напряжением 110кВ и выше.
значение tg δ изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённых к температуре испытаний, при которых определялись исходные значений, с учётом влияния tg δ масла не должно отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.
Измеренные значения tg δ изоляции при температуре изоляции 20 градусов и выше не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.
Измерение в процессе эксплуатации производится при неудовлетворительных результатах испытания масла и (или) хроматографического анализа газов, растворённых в масле, а также в объёме комплексных испытаний.
Результаты измерений tg δ изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Дата добавления: 2015-12-22 ; просмотров: 1729 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
| Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
 |
Рис. 11. Включение моста переменного тока Р5026 при измерении емкости и tg d внешним конденсатором Р5023: а – по прямой схеме; б – по перевернутой схеме
 |
рис. 12. Питание испытательного трансформатора при измерении емкости и tg d
Привод, идущий от испытательного трансформатора к образцовому конденсатору, а также соединительные кабели моста, находящиеся под высоким напряжением, не должны касаться заземленных предметов и быть удалены от них не менее чем на 100-150 мм. Их можно крепить на изоляторах или бакелитовых трубках длиной не менее 200-250 мм.
При измерениях по любой схеме устройства отключения испытательного трансформатора (кнопка, переключатель и т. д.) должны быть под рукой у оператора. Трансформатор Т и его регулирующее устройство можно приближать к мосту, но не менее чем на 0,5 м. При этом нужно убедиться, что они не оказывают недопустимых электромагнитных влияний. Корпус моста, корпус и один вывод вторичной обмотки трансформатора Т, корпус регулировочного устройства обязательно заземляют.
Испытательный трансформатор должен давать напряжение 6, 10 кВ и более и иметь мощность S = U2wCx (Сх выражено в фарадах, w = 314 при 50 Гц). Этому условию удовлетворяют трансформаторы напряжения НОМ-10, НОМ-6 и др. Для повышения мощности можно включить параллельно два одинаковых трансформатора. На низковольтные обмотки этих трансформаторов подается напряжение 100 В (или 173 В) от регулировочного устройства, в качестве которого могут быть приняты ЛАТР-1М, РНО-250-2 (при мощности до 2 кВА), РНО-250-5, РНО-250-10. Схема включения приведена на рис. 12. Выключателем S1 подают напряжение, переключателем S2 изменяют полярность подключения, если это требуется.
Емкость изоляции в испытуемой зоне определяется по формуле
а тангенс угла диэлектрических потерь
где коэффициенты k1 и k2 определяются положением ручек магазина сопротивления моста.
Измеренная таким образом емкость изоляции обмоток трансформатора не нормируется и, вообще говоря, не является показателем состояния изоляции. Если емкость существенно отличается от значений, полученных при прошлых испытаниях, это говорит, как правило, об ошибке в схеме испытаний или при измерениях. Предельные значения tg d приведены в табл. 10.
В эксплуатации tg d измеряется у силовых трансформаторов 110 кВ и выше, а при меньшем напряжении — если мощность не менее 31500 кВА. При этом его значение не нормируется, но должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции, в частности при расчетном определении ее влагосодержания. Сравнение значений tg d с заводскими (паспортными) или другим данными должно производиться строго при одной и той же температуре. Если измерения проведены при разной температуре, то результаты пересчитывают. Как и в случае пересчета R60, если температура t2 на которую нужно пересчитать tg d, больше той (t1), при которой выполнены измерения, то:
если же t2 10000
Можно решить и обратную задачу – определить влагосодержание твердой изоляции по измеренным значениям tgd изоляции и масла. На рис. 13, а приведена номограмма* зависимостей для трансформаторов 110—220 кВ для случая, когда tg d изоляции обмоток измерялся при 30 °С (или приведен к этой температуре), а tg dм масла – при 20 °С. На рис. 13 б – г изображены номограммы для других случаев.
Таблица11. Допустимые значения tg d изоляции обмоток трансформаторов при капитальном ремонте
Класс напряжения трансформатора, кВ
Допустимое влагосодержание твердой изоляции после капитального ремонта, %
Измеренная характеристика масла
Предельно допустимая характеристика изоляции обмоток
Температура при измерении,°С
Соответствующая температура, °С
* Допустимые значения tg d масла по табл. 1
Рассмотрим пользование номограммами на приме трансформатора 110 кВ 60 МВА. При испытаниях получено: tg dм = 0,1 при 20 °С. Пересчитаем tg d изоляции обмоток на 30 °С Dt =4= 12 °С, из табл.5 K1 =К’1, К”1= 1,31*1,06 =1,39; tg d30 = tg d42/K1 = 0,7/1,39 = 0,51. На рис. 13а откладываем соответствующую точку Y. Соединяем прямой линией точки Х (tg dм =0,1) и Y. Продолжаем эту линию до пересечения с осью W в точке Z. По шкале определяем: W = 3,05. Следовательно, трансформатор может эксплуатироваться, но при капитальном ремонте, очевидно, потребуется сушка изоляции, и к этому надо готовиться заблаговременно. Естественно, определенное по номограмме значение влагосодержания твердой изоляции должно рассматриваться как ориентировочное.
* Номограммы составлены по результатам предварительных исследований
Увлажненность изоляции можно оценивать по отношению С2/С50 (отношение емкости при частоте 2 Гц к емкости при частоте 50 Гц, измеряемое прибором типа ПКВ), или DС/С (отношение изменения емкости за определенный промежуток времени к измеренному значению, которое может быть измерено прибором ПКВ-8 и др). Отношение DС/С используется, главным образом, для контроля сушки трансформатора.
Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением производится приложением напряжения промышленной частоты 50 Гц в течение 1 мин. При вводе в эксплуатацию масляных трансформаторов и при капитальном ремонте без смены обмоток испытания не обязательны. Значения испытательного напряжения при вводе в эксплуатацию при ведены ниже:
Класс напряжения, кВ
Испытательное напряжение, кВ
По данным завода-изготовителя
 |
Рис. 13. Номограмма для ориентировочной оценки влагосодержания твердой изоляции трансформаторов класса напряжения 110-500 кВ в зависимости от tg d изоляции обмоток и tg dм масла:
а – U=кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;
б – U= 110-220 кВ, tg d при 60°С, tg dм при 70 °С;
в – U=кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;
г – U=330-500кВ, tgd при 60°С, tg dм при 70 °С
Для трансформаторов класса напряжения 35 кВ в знаменателе указано испытательное напряжение в эксплуатации. Для 150 и 220 кВ испытательное напряжение зависит от исполнения трансформатора.
Для испытания изоляции повышенным напряжением используются специальные трансформаторы. Испытания выполняются специально подготовленными и допущенными к этому виду работ бригадами. Перед испытанием вводы трансформаторов должны быть очищены и протерты. Необходимо проверить расстояния между заземленными и токоведущими частями. Особое внимание необходимо уделить проверке расстояний между ножами и губками разъединителей, чтобы не допустить перекрытия на другие участки электроустановки.
Изоляция считается выдержавшей испытания, если не обнаружено колебаний стрелки миллиамперметра (указывающей на наличие частичных разрядов), резкого возрастания тока, характерного потрескивания и разрядов, указывающих на начало пробоя изоляции, или если не произошел пробой изоляции, при котором показания возрастают до значения, определяемого имеющимся в схеме резистором, а показания вольтметра снижаются. Испытания изоляции повышенным напряжением позволяют выявить скрытые дефекты изготовления обмотки или сборки трансформатора, которые не обнаруживаются другими методами.
7.ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ОБМОТОК
В процессе эксплуатации могут проявиться такие дефекты обмотки, как неудовлетворительное контактное соединение, уменьшение сечения меди, слабая опрессовка. Обмотки подвергаются воздействию сквозных токов КЗ, вибраций и других явлений. В результате могут возникнуть местные перегревы, расплавление припоя, выгорание части меди, деформация обмоток, что в свою очередь может привести к разрыву электрической цепи или замыканию обмотки на заземленную или другую токоведущую часть.
Сопротивление обмоток постоянному току не должно существенно изменяться в процессе эксплуатации. Измеренное значение сопротивления не должно отличаться более чем на 2% от данных заводских и предыдущих испытаний.
Измерения производятся на всех ответвлениях каждой фазы. Значения сопротивления на одних и тех же ответвлениях разных фаз также не должны отличаться одно от другого, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.
