§ 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.
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.
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
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.
