Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Пусконаладочные работы при монтаже электроустановок

Определение возможности включения трансформатора без ревизии и сушки - Пусконаладочные работы при монтаже электроустановок

Оглавление
Пусконаладочные работы при монтаже электроустановок
Общие сведения об электроустановках
Электрические сети
Распределительные устройства
Аппараты распределительных устройств выше 1000 В
Вторичные приборы и аппараты
Вторичные цепи
Элементы схемных решений во вторичных цепях
Организационные принципы ведения монтажных работ
Планирование электромонтажных работ
Производство электромонтажных работ
Монтаж кабельных линий
Монтаж распределительных устройств и подстанций
Пусконаладочные работы
Организация наладочного участка при монтажном управлении
Материально-техническое оснащение наладочного участка
Критерии состояния электрооборудования
Техника безопасности при проведении наладочных работ
Измерение силы тока, напряжения и мощности
Измерения в высокоомных цепях
Измерения в низкоомных цепях, силы тока без разрыва цепи
Измерение мощности
Проверка временных характеристик
Определение временных характеристик медленно протекающих процессов
Определение временных характеристик быстро протекающих процессов
Испытание электрических контактов
Приборы и приспособления для проверки качества контактов
Испытание изоляции
Определение степени увлажнения изоляции
Измерение диэлектрических потерь
Испытание изоляции повышенным напряжением
Наладка электрических цепей
Проверка правильности монтажа электрических цепей
Проверка взаимодействия элементов электрических цепей
Оборудование для проверки электрических цепей
Пусковое опробование электрических цепей
Испытание электрических машин и силовых трансформаторов
Снятие характеристик холостого хода и короткого замыкания
Измерение коэффициента трансформации трансформаторов
Определение группы соединения трехфазных трансформаторов
Проверка правильности работы РПН
Определение возможности включения трансформатора без ревизии и сушки
Пусковое опробование электрических машин и трансформаторов
Испытание коммутационных аппаратов
Проверка работы приводов коммутационных аппаратов
Проверка и испытание аппаратов для защиты от перенапряжений
Наладка кабельных линий
Отыскание места повреждения в кабельных линиях
Прожигание кабелей
Испытание заземляющих устройств
Измерение сопротивлений заземлителей
Проверка заземляющей сети
Измерение сопротивления петли фаза-нуль
Наладка вторичных аппаратов и приборов
Проверка состояния отдельных элементов вторичных аппаратов
Проверка электрических характеристик вторичных аппаратов

§ 52. Определение возможности включения трансформатора в работу без ревизии активной части и подъема колокола, а также без сушки (или подсушки)
Включение трансформатора в работу без ревизии активной части и подъема колокола, а также без сушки (или подсушки) позволяет значительно сократить затраты времени, материальных к трудовых ресурсов при его монтаже. Однако вопрос о допустимости включения трансформатора без выполнения этих операций может быть решен только на основании рассмотрения условий и состояния трансформатора во время транспортировки, хранения и монтажа с учетом результатов проверок, измерений и испытаний,, проводимых на всех стадиях, начиная от момента отправки с завода и кончая сдачей трансформатора в эксплуатацию.
Ниже приводятся основные требования для силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110—500 кВ к транспортированию, хранению, монтажу составных частей, требующих разгерметизации бака, а также к контролю состояния изоляции перед вводом в эксплуатацию.

Транспортирование.

Транспортирование мощного трансформатора

В зависимости от габаритов и массы трансформаторы на напряжение 110—500 кВ отправляют потребителю в следующем виде:
полностью собранными и залитыми маслом; частично демонтированными и загерметизированными в собственном баке, залитыми маслом ниже крышки, с заполнением надмасляного пространства инертным газом или сухим воздухом;
частично демонтированными в собственном баке без масла с установкой автоматической подпитки азотом в пути. Запас азота в установке автоматической подпитки обеспечивает поддержание- давления не менее 0,1 кгс/см2 в течение 30 суток (на время перевозки и последующего хранения).
Для трансформаторов, транспортируемых частично демонтированными, составные части отправляют в следующем виде: масло- наполненные и маслоподпорные вводы на напряжение 66—500 кВ и комплектующие части к ним в упаковке завода-изготовителя вводов; Трансформаторы тока — в собственных кожухах, герметично закрытые временными заглушками и залитые трансформаторным маслом; вводы на напряжение 35 кВ, комплектующая аппаратура и приборы, электродвигатели и насосы, мелкие детали и узлы, крепеж и запасные части — в деревянных упаковочных ящиках; расширитель и сопряженные с ним детали, охладители, радиаторы, каретки с катками, съемные карманы, термосифонные фильтры — на железнодорожных платформах без дополнительной упаковки, но надежно защищенные от попадания влаги во внутренние полости от перевозки и хранения до монтажа на месте установки.
Сразу после прибытия к месту разгрузки трансформатор и демонтированные составные части должны быть тщательно осмотрены, при этом необходимо уделить особое внимание:
состоянию крепления трансформатора на платформе или транспортере. Контрольные метки на баке трансформатора и площадке транспортера должны совпадать по состоянию бака, пломб, уплотнений, задвижек, кранов и пробок. На баке трансформатора не должно быть вмятин или каких-либо других повреждений. Все уплотнения и пломбы на задвижках, кранах и пробках должны быть исправны. На баке и транспортере не должно быть следов утечки масла;
состоянию маслонаполненных вводов;
состоянию транспортируемых отдельно трансформаторов тока. На кожухах трансформаторов тока и на платформе не должно быть следов утечки масла;
состоянию узлов системы охлаждения.
Трансформаторы, транспортируемые полностью залитыми маслом, не позднее чем через 10 дней после прибытия подвергают внешнему осмотру, проверяют отсутствие утечки масла и уровень масла в трансформаторе. При отсутствии утечки и нормальном уровне масла трансформатор может быть оставлен для дальнейшего хранения. Если обнаружено нарушение маслоплотности или снижение уровня масла в трансформаторе, следует восстановить герметичность и принять меры к ускорению монтажа трансформатора.
У трансформаторов, транспортируемых без масла с автоматической подпиткой, не позднее чем через 5 дней после прибытия проверяют избыточное давление внутри бака. При наличии избыточного давления трансформатор можно считать герметичным. Если нарушена герметичность, нужно определить место нарушения уплотнений, восстановить герметичность и принять меры к ускорению монтажа трансформатора.
Для определения места нарушения уплотнения рекомендуется проверка герметичности созданием избыточного давления азота по ГОСТ 9293—59 (или сухого воздуха) 0,25 кгс/см2. Трансформатор считается герметичным, если спустя 3 ч Давление при постоянной температуре окружающей среды уменьшится не более чем до 0,23 кгс/см2. Допускается создавать избыточное давление с помощью воздушного компрессора через селикагелевый воздухоосушитель.
У трансформаторов, транспортируемых частично залитыми маслом, не позднее чем через 5 дней после прибытия проверяют герметичность бака и отсутствие утечки масла. Надо убедиться в том, что все изоляционные детали закрыты маслом, а при необходимости восстановлен нужный уровень масла и герметичность бака трансформатора при обнаружении утечки масла.
При нарушении герметичности необходимо определить место нарушения, как было указано выше, и проверить пробивное напряжение и tg6 масла. Для трансформаторов, имеющих временные выводы, следует также определить величину относительного прироста емкости ДС/С. Результаты предварительной проверки состояния изоляции заносят в специальный протокол (или акт) и учитывают в дальнейшем при решении вопроса о введении трансформатора в эксплуатацию без сушки.

Условия хранения трансформатора.

При длительном нахождении активной части трансформатора без масла состояние изоляции ухудшается вследствие ее увлажнения, а привести ее в нормальное состояние в условиях монтажа не всегда возможно.
Поэтому после прибытия трансформатора на монтируемый объект, если монтажные работы по каким-либо причинам задерживаются, необходимо:
принять меры по сокращению до минимума времени нахождения трансформатора в транспортном состоянии. Срок хранения должен быть не более 3 месяцев со дня прибытия трансформатора;
установить постоянный контроль за наличием избыточного давления воздуха в баке в течение всего периода нахождения трансформатора без масла. Контролировать избыточное давление надо не реже 1 раза в сутки в течение первых 10 Дней, в дальнейшем не реже 1 раза в месяц. У трансформаторов, имеющих временные выводы, рекомендуется при хранении в транспортном положении измерять относительный прирост емкости ACJC не реже 1 раза в месяц;
при хранении более 3 месяцев бак трансформатора залить полностью маслом;
непосредственно перед монтажом трансформатора произвести соответствующие измерения для оценки состояния изоляции.

Монтаж составных частей трансформатора, требующий разгерметизации бака.

Монтаж составных частей трансформатора

Если при транспортировке, выгрузке и хранении трансформатора не были нарушены рассмотренные ранее требования, монтаж его составных частей можно выполнять без ревизии активной части и подъема колокола.
Разгерметизацию трансформатора нужно производить в сухую и ясную погоду, причем температура активной части должна быть выше температуры росы окружающего воздуха не менее чем на 5° С и во всех случаях не ниже +10° С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, перед разгерметизацией трансформатор следует нагреть.
Время нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии не должно быть более 16 ч при относительной влажности окружающей среды до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%-
После сборки составных частей, но до герметизации и заливки трансформатора маслом, надо измерить относительный прирост емкости А С/С, а после герметизации и заливки трансформатора маслом следует произвести все измерения, нужные для оценки состояния изоляции, и при необходимости осуществить дополнительные мероприятия по обработке изоляции.

Контроль состояния изоляции перед вводом трансформатора в эксплуатацию.

Трансформаторы могут быть введены в эксплуатацию без сушки (или подсушки) только при отсутствии явных нарушений, приводящих к увлажнению изоляции.
В объем проверок и испытаний трансформаторов, транспортируемых с маслом, входят:
внешний осмотр и проверка пломб на кране и пробке для отбора пробы масла, испытание герметичности уплотнений;
отбор пробы масла и испытание его для определения минимального пробивного напряжения, тангенса угла диэлектрических
потерь, кислотного числа, отсутствия механических примесей и водорастворимых кислот и щелочей, температуры вспышки; измерение характеристик изоляции tgϬ, R60 и R15. В объем проверок и испытаний трансформаторов, транспортируемых без масла, входят:
внешний осмотр и проверка пломб на кранах и пробке для отбора проб масла, проверка избыточного давления азота (или сухого воздуха) внутри бака. При отсутствии избыточного давления следует проверить герметичность;
проверка состояния индикаторного силикагеля транспортного воздухоосушителя;
отбор пробы остатков масла со дна бака и испытание его на пробой;
измерение характеристик изоляции, tg б, R60 и R15 после сборки трансформатора и заливки его маслом.
При измерении характеристик изоляции следует учитывать, что: измерения характеристик изоляции tg6, R60 и R1S выполняют после заливки трансформатора маслом при температурах, указанных в паспорте трансформатора, для трансформаторов на напряжение 220—500 кВ, а также трансформаторов на напряжение 110—150 кВ мощностью более 80 MB-А и при температуре изоляции не ниже + 10°С для трансформаторов 110—150 кВ мощностью до 80 МВ-А. Для получения температуры, необходимой при измерении, трансформатор нагревают до температуры, превышающей не менее чем на 10° С значение требуемой. Измерения характеристик изоляции осуществляют на спаде температуры. Отклонение фактической температуры измерения для трансформаторов на напряжение 220—500 кВ, а также трансформаторов на напряжение 110—150 кВ мощностью более 80 МВ-А не должно отличаться более чем на 5°С от требуемой. Температуру изоляции определяют до измерения характеристик изоляции;
измерения характеристик изоляции следует производить не ранее чем через 12 ч после заливки трансформатора маслом;
измерения всех характеристик изоляции надо производить по схемам, указанным в паспорте трансформатора;
при измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяют между собой. Остальные обмотки и бак трансформатора заземляют. Вначале измеряют Rm и R15, затем tg6 изоляции;
за температуру изоляции трансформатора, не подвергающегося нагреву, принимают температуру верхних слоев масла, а подвергающегося нагреву — среднюю температуру обмотки высокого напряжения (ВН) фазы В, определяемой по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение указанного сопротивления выполняют не ранее чем через 60 мин после отключения нагрева током в обмотке или через 30 мин после отключения внешнего нагрева. Температуру определяют по формуле

где R0 — сопротивление обмотки, измеренное на заводе при температуре t0 (эти значения приведены в паспорте трансформатора); Rx — значение сопротивления, измеренное при температуре tx;
сопротивление изоляции измеряют мегомметром на напряжение 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. Рекомендуется применять мегомметр с электрическим приводом. Перед началом измерения испытываемая обмотка должна быть заземлена не менее чем на 5 мин. Между отдельными измерениями все обмотки должны быть заземлены в течение 2 мин. Если получен недостоверный результат измерений (неправильный отсчет времени, обрыв в цепи питания мегомметра), необходимо произвести повторное измерение по данной схеме. При этом все обмотки предварительно заземляют на 5 мин. Показания мегомметра отсчитывают через 15 и 60 с после приложения напряжения к изоляции обмотки. Допускается за начало отсчета принимать начало времени вращения ручки мегомметра;
измерение tgfi обмоток выполняют мостом переменного тока по перевернутой схеме при напряжении 10 кВ, но не более 2/з испытательного напряжения обмотки трансформатора;
измерение относительного прироста емкости АС/С изоляции на трансформаторе, не залитом маслом, выполняют при температуре изоляции не менее +10°С. За температуру изоляции трансформатора принимают среднесуточную температуру окружающего воздуха. Измерение; производят прибором ПКВ-8 (ПКВ-7 или ЕВ-3). Результаты измерения величины ДС/С не нормируют, а используют в качестве исходных данных для дальнейших измерений в эксплуатации.
Таблица 17
Значение коэффициентов пересчета Кт и Кг
Значение коэффициентов пересчета
Рассмотрим примеры приведения значений tgS и Reo изоляции к температуре, при которой производились измерения на заводе.
Измеренные значения Re0 и tg6 должны быть приведены к температуре, при которой производились измерения на заводе (указанной в паспорте), для чего используем коэффициенты, указанные в табл. 17.
Характеристики изоляции оценивают по следующим нормам:
сопротивление изоляции R60, измеренное на монтаже и приведенное к температуре, при которой производилось измерение на заводе, должно быть не менее 70% указанного в заводском паспорте;
тангенс угла диэлектрических потерь tg6, измеренный на монтаже и приведенный к температуре, при которой производилось измерение на заводе, должно быть не более 130% от величины, указанной в паспорте. Значения tg6, приведенные к заводской температуре, не превышающие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными данными.
В отдельных случаях по согласованию с заводом-изготовителем допускаются большие отличия Rw и tg б от заводских значений, если эти отличия могут быть объяснены влиянием другого сорта масла, метода прогрева либо другими причинами, не связанными с опасным увлажнением. Тогда производят проверку влагосодержания образцов изоляции, установленных на активной части трансформаторов, определяют фактическое значение изоляции с учетом влияния tg6 масла и результаты со всеми исходными данными сообщают на завод (образцы изоляции закладывают в трансформаторах мощностью более 80 МВ-А, а указания о месте их установки содержатся в эксплуатационной документации, отправляемой с трансформаторами).
Решения о необходимости дополнительной обработки изоляции или возможности введения трансформатора в работу принимаются на заводе-изготовителе на основании комплексного рассмотрения
результатов полученных значений характеристик изоляции и масла, влагосодержания образцов, а также условий транспортирования, хранения и монтажа трансформатора.
Фактическое значение tgS изоляции с учетом влияния tg масла определяется по формуле


где tg бф — фактическое значение tg б изоляции (с учетом влияния масла); tg биз — измеренное значение tg й изоляции; tg 5М1 — значение tg б масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции с помощью коэффициента Ks, приведенного ниже:
tg6M2— значение tg6 масла, залитого при монтаже и приведенное к температуре измерения характеристик изоляции с помощью коэффициента К3; К — коэффициент приведения, зависящий от конструктивных особенностей трансформатора и имеющий приближенное значение 0,45.
Если имеются данные по измерению изоляции данного типа трансформатора, заведомо неувлажненного, с разными значениями tg б масла (измеренного при 70° С), коэффициент К допускается рассчитывать по формуле:
где tg6, — значение tg изоляции с маслом, имеющим tg6Mj(70); tg 62 — значение tg б изоляции с маслом, имеющим tg 6м2 (70); tg6Mi(70) — большее значение tg6 масла при 0°С; tgSM2(70) — меньшее значение tg б масла при 70° С
Коэффициент /(з=1,84 взят в соответствии с разностью температур 70 — 55= = 15° С.
Если характеристики изоляции не удовлетворяют рассмотренным нормам, проводят следующие дополнительные мероприятия:
контрольную подсушку для трансформаторов 110—500 кВ при незначительных (поверхностных) увлажнениях изоляции, а также, если время хранения трансформатора без масла или без доливки его превышает допустимое, но не более 1 года; имеются признаки увлажнения масла или нарушения герметичности; время пребывания активной части на воздухе (в разгерметизированном состоянии)- превышает допустимое, но не более чем вдвое; характеристики изоляции, измеренные после окончания монтажа, не соответствуют рассмотренным выше нормам;
сушку изоляции трансформаторов без масла на напряжение 110—500 кВ при значительных увлажнениях, а также, если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды; индикаторный силикагель потерял голубой цвет; продолжительность пребывания активной части на воздухе более чем вдвое превышает допустимую; результаты контрольной подсушки неудовлетворительны.
Если возникают сомнения в правильной оценке степени увлажнения изоляции, а также при снижении характеристик изоляции из-за причин, не связанных с увлажнением (влияние масла, отклонение от заводской методики измерения), рекомендуется произвести измерение влагосодержания образцов изоляции и сообщить на завод-изготовитель результаты всех измерений и проверок для принятия решения о выборе способа обработки изоляции либо включения трансформатора без сушки.



 
« Промышленные электростанции   Рабочее место при монтаже и наладке вторичных цепей »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.