4. Порядок проведения контроля и испытаний.
4.1 Схема проведения контроля.
4.1.1 В соответствии с «Классификацией компонентов и деятельности по категориям качества. Руководство. 0-48-54ИП» работы по ремонту трансформаторов тока и напряжения относятся к 3-й категории качества выполнения работ.
4.1.2 Все работы подлежат самоконтролю со стороны исполнителя.
4.2 Методы контроля.
4.2.1 В ходе проведения ремонта используются три основных метода контроля:
- визуальный;
- измерение;
- расчет.
4.2.2 Для оценки качества проведенного ремонта и технического состояния отремонтированного оборудования проводятся электрические испытания и измерения трансформаторов. Результаты испытаний оформляются в виде протоколов.
4.2.3 Новые трансформаторы перед установкой должны пройти входной контроль в соответствии с «Инструкцией по входному контролю оборудования, основных материалов, полуфабрикатов и комплектующих изделий, поступающих на электроэнергетическое предприятие» № 0-18-02ИП, инструкцией по монтажу и «Объемами и нормами испытаний электрооборудования» РД 34.45-51.300-97.
4.3 Технология проведения контрольных операций.
4.3.1 Измерение сопротивления изоляции трансформаторов тока.
Измерение сопротивления основной изоляции, изоляции измерительного конденсатора (для маслонаполненных ТТ) и вывода последней обкладки бумажно - масляной изоляции конденсаторного типа производится мегомметром на 2500В. Измерение сопротивления вторичных обмоток производится мегомметром на 1000В. При этом обмотки, не участвующие в замере должны быть заземлены.
Класс напряжения, | Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее | ||||
кВ | Основная изоляция | Измерительный вывод | Наружные слои | Вторичные обмотки* | Промежуточные обмотки |
3-35 | 500 | - | - | 50 (1) | - |
110-220 | 1000 | - | - | 50 (1) | - |
330 | 3000 | 1000 | 500 | 50 (1) | 1 |
________________
* Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях, в скобках - с подключенными вторичными цепями.
4.3.2 Измерение tgd изоляции трансформаторов тока.
Измерения tgd у трансформаторов тока с основной бумажно-масляной изоляцией производятся при напряжении 10 кВ.
Измеренные значения, приведенные к температуре 20 оС, должны быть не более указанных в таблице.
Тип изоляции | Предельные значения tgd, %, основной изоляции трансформаторов тока на номинальное напряжение, кВ, приведенные к температуре 20°С | |||
3-15 | 20-35 | 110 | 330 | |
Бумажно-бакелитовая | 12,0 | 8,0 | 5,0 | - |
Основная бумажно-масляная и конденсаторная изоляция | - | 4,5 | 3,0 | Не более 150% от измеренного на заводе, но не выше 0,8. Не более 150% от измеренного при вводе в эксплуатацию, но не выше 1,0. |
4.3.3 Снятие характеристик намагничивания встроенных трансформаторов тока.
Характеристика снимается повышением напряжения на одной из вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В.
При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.
В процессе эксплуатации допускается снятие только трех контрольных точек.
Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми.
Отличия от значений, измеренных на заводе-изготовителе, или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10%.
4.3.4 Измерение коэффициента трансформации встроенных трансформаторов тока.
Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2%.
4.3.5 Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов напряжения.
Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 1000 В.
В процессе эксплуатации устанавливается следующая периодичность проведения измерений:
- для трансформаторов напряжения 3-35 кВ - при проведении ремонтных работ в ячейках, где они установлены;
- для трансформаторов напряжения НКФ 110-300 кВ - 1 раз в 4 года.
Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее приведенных в таблице. В процессе эксплуатации допускается проведение измерений сопротивления изоляции вторичных обмоток совместно со вторичными цепями.
Класс напряжения, | Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее | |
кВ | Основная изоляция | Вторичные обмотки* |
3-35 | 100 | 50 (1) |
110-330 | 300 | 50 (1) |
___________________
*Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок - при отключенных вторичных цепях; в скобках - совместно с подключенными вторичными цепями.
4.3.6 Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устройства емкостного трансформатора напряжения.
Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на 2500 В.
В процессе эксплуатации устанавливается следующая периодичность проведения измерений:
- первый раз через 4 года после ввода в эксплуатацию;
- в дальнейшем 1 раз в 6 лет.
Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30% в худшую сторону, но составлять не менее 300 МОм.
4.3.7 Измерение тока и потерь холостого хода емкостного трансформатора напряжения.
Измерения тока и потерь холостого хода производятся при напряжениях, указанных в заводской документации.
Измеренные значения не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 10%.
4.3.8 Испытания трансформаторного масла.
В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов тока напряжением до 35 кВ включительно допускается не испытывать.
Масло из трансформаторов тока 110-330 кВ, не оснащенных системой контроля под рабочим напряжением, испытывается согласно требованиям таблицы - 1 раз в 2 года.
В процессе эксплуатации трансформаторное масло из трансформаторов напряжения до 35 кВ включительно допускается не испытывать.
У трансформаторов напряжения НКФ 110-300 кВ устанавливается следующая периодичность испытаний трансформаторного масла:
- для трансформаторов напряжения 110-150 кВ - 1 раз в 4 года;
- для трансформаторов напряжения 330 кВ - 1 раз в 2 года.
В процессе эксплуатации масло у трансформаторов тока и трансформаторов напряжения испытывается на соответствие требованиям таблицы.
Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания | Категория электрооборудования | Значение показателя качества масла | |
ограничивающее область нормального состояния | предельно допустимое | ||
1. Пробивное напряжение по ГОСТ | Электрооборудование: | ||
6581-75, кВ, не менее | до 15 кВ включительно | - | 20 |
до 35 кВ включительно | - | 25 | |
от 60 до 150 кВ включительно | 40 | 35 | |
от 220 до 500 кВ включительно | 50 | 45 | |
2. Кислотное число по ГОСТ 5985-79, мг КОН/г масла, не более | измерительные трансформаторы | 0,10 | 0,25 |
3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75, °С, не ниже | измерительные трансформаторы | Снижение более чем на 5°С в сравнении с предыдущим анализом | 125 |
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле производится у трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией напряжением 110 кВ и выше.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Хроматографический контроль должен осуществляться в 1 раз в 12 месяцев.
Граничные концентрации растворенных в масле газов указаны в таблице.
Концентрации газов, мкл/л | |||||||
Оборудование | Н2 | СН4 | С2Н2 | С2Н4 | С2Н6 | CO | СO2 |
Трансформаторы напряжением 110-330 кВ | 100 | 20 | 2 | 30 | 20 | 400 | 2000 |
4.4 Критерии и нормы, допустимые отклонения.
4.4.1 Критерии и нормы, допустимые отклонения технических параметров трансформаторов тока и напряжения описаны в п. 4.3.
4.5 Порядок опробования, испытаний и сдачи оборудования из ремонта.
4.5.1 Опробование оборудования не производится.
4.5.2 Испытания трансформаторов тока и напряжения проводятся согласно требований заводских инструкций, РД 34.45-51.300-97 и указаны в п. 4.3 настоящей инструкции.
4.5.3 Приемка оборудования из ремонта осуществляется в соответствии с требованиями «Правил организации ТО и ремонта систем и оборудования атомных станций» РДЭО 0069-97 и «Программа обеспечения качества ТО и ремонта систем и оборудования энергетического предприятия» № 0-18-02ПОКАС (рем). После проведения ремонта по результатам выполненных работ оформляется отчетная документация.
