Инструкция по монтажу силовых трансформаторов напряжением до 110 кв включительно всн 342-75 icon

Инструкция по монтажу силовых трансформаторов напряжением до 110 кв включительно всн 342-75









НазваниеИнструкция по монтажу силовых трансформаторов напряжением до 110 кв включительно всн 342-75
страница8/9
Размер1.28 Mb.
ТипИнструкция
1   2   3   4   5   6   7   8   9
15. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ДЛЯ СДАЧИ ТРАНСФОРМАТОРА

 

15.1.  Для  сдачи  трансформатора  в  эксплуатацию  необходимо  оформить  следующие документы:

1)  комплект  технической  документации  завода-изготовителя,  на  основании  которой  был

выполнен монтаж;

2) акт о приемке фундамента трансформатора под монтаж;

3) акт о приемке силового трансформатора в монтаж;

4) протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части;

5) протокол ревизии трансформатора (если она производилась);

6) протокол измерений характеристик изоляции;

7) протокол сушки трансформатора (если она производилась);

8)    протокол    испытания    и    промывки    охлаждающих     устройств    трансформатора

(радиаторов, системы маслоохлаждения ДЦ);

9) протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла;

10)  протоколы  проверки  в  лаборатории  газового  реле,  реле  уровня  масла,  реле  RS-1000 (для  регулирующего  устройства  РС-3),  термометрических  сигнализаторов  (термометров)  и всех измерительных приборов;

11) протоколы испытаний вводов (маслонаполненных и др.) и защитных устройств;

12) протоколы испытания трансформатора;

13)  протокол  испытания  на  плотность  полностью  смонтированного  трансформатора давлением столба масла.

15.2. Указанная выше документация обеспечивается:

монтажным управлением - документы 1, 2, 7, 8, 13;

наладочной организацией - документы 11, 12;

монтажной и наладочной организациями - документы 3, 4, 5, 6;

предприятием-заказчиком - документы 9, 10.

 

16. ПОДГОТОВКА К ПРОБНОМУ ВКЛЮЧЕНИЮ И ВКЛЮЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРА

 

Подготовка к пробному включению

 

16.1.  Если  между  окончанием  монтажа  и  включением  трансформатора  напряжением  до

110 кВ включительно прошло более 3 месяцев, следует повторно провести следующие проверки:

а)  пробы  масла  при  температуре  не  ниже  5  ºС.  Характеристики  масла  должны соответствовать требованиям табл. П1.6и П1.10;

б) сопротивления изоляции R60” определениемR60/R15” изоляции обмоток;

в)  активного  сопротивления  обмоток  в  рабочем  положении  переключателей  -  для трансформаторов мощностью более 10000 кВ·А.

16.2. Перед включением трансформатора необходимо:

а)   убедиться    в    исправном   действии   всех   проверенных   ранее    устройств   защиты трансформатора (газовой, максимальной, дифференциальной защиты и др.);

б) обратить особое внимание на надежность работы газовой защиты; сигнальные контакты

при  первом  выключении  следует  пересоединить  на  отключение  масляного  (воздушного)

выключателя.   Вне    зависимости   от   ранее    произведенной   проверки   газовой   защиты необходимо    провести   повторную   проверку    этой   защиты    непосредственно    перед включением трансформатора;

в)  проверить  действие  механизмов  и  блокировки  включения  и  отключения  масляных (воздушных) выключателей;

г) проверить управление переключающим устройством (для трансформаторов с РПН);

д) проверить работу установки охлаждения трансформатора.

16.3. До пробного включения трансформатора следует произвести его наружный осмотр и проверить:

а) уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;

б) состояние изоляторов (отсутствие повреждений, пыли, грязи, краски);

в) надежность контактов в ошиновке, в том числе в местах присоединения к вводам;

г)  целость  маслоуказательных  стекол  (на расширителе  и  вводах),  наличие  стеклянной диафрагмы на выхлопной трубе;

д) состояние всех уплотнений, отсутствие течи масла;

е)  правильное  положение  верхних  и  нижних  радиаторных  кранов,  а  также  крана,

соединяющего  бак  трансформатора  с  расширителем  (краны  должны  быть  открыты);  для систем охлаждения с принудительной циркуляцией масла необходимо убедиться в том, что

верхняя и нижняя задвижки открыты;

ж) надежность заземления трансформатора;

з)    правильное   положение    указателей    на    всех    переключателях    напряжения   (для трансформаторов с ПБВ).

16.4. Необходимо убедиться в отсутствии воздуха в трансформаторе, для чего отвинтить все  пробки  для  выпуска  воздуха  (на  вводах,  переходных  фланцах,  люках  и  т.п.);  следует открыть кран газового реле.

16.5. Следует убедиться в отсутствии закороток.

16.6. Следует удалить посторонние предметы с крышки трансформатора.

 

Включение трансформатора

 

16.7.  Включение  трансформатора  под  напряжение  следует  производить  со  стороны,  где установлена защита, чтобы при наличии неисправности трансформатор мог быть отключен. Включение  трансформаторов  IV  габарита  и  выше  допускается  производить  не  ранее  чем через 12 ч после последней доливки масла.

16.8.    В   трансформаторах    с    маслоохладительной    системой   ДЦ   для    возможности прослушивания  на  холостом  ходу  необходимо  включить  трансформатор  при  отключенной системе охлаждения. При этом температура верхних слоев масла не должна превышать 75 °

С.

16.9.  В  соответствии  с  «Правилами  технической  эксплуатации  электрических  станций  и сетей» (М., «Энергия», 1969) следует включить трансформатор на время не менее 30 мин для возможности прослушивания трансформатора и наблюдения за его состоянием.
При нормальной работе трансформатора звук должен быть ровным (без резкого гудения,

повышенного местного шума, треска внутри трансформатора).

16.10. Трансформатор следует отключить в случае:

а) повышенного (неравномерного) шума или потрескивания внутри трансформатора;

б) ненормально возрастающей температуры масла;

в) выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;

г) течи масла, вызывающей резкое снижение уровня масла в расширителе;

д) отсутствия масла в расширителях маслонаполненных вводов;

е)  появления  трещин,  отколов  на  изоляторах  или  при  наличии  на  них  признаков перекрытия;

ж) других явных признаков нарушения нормального режима работы трансформатора.

16.11.  Необходимо  произвести  три  -  четыре  включения  трансформатора  толчком  на полное номинальное напряжение для проверки отстройки установленной защиты от бросков

намагничивающего тока.

После  этого  для  трансформаторов  мощностью  более  1000  кВ·А  следует  произвести  измерение тока холостого хода при номинальном напряжении.

16.12.  При  удовлетворительных  результатах  пробного  включения  трансформатор  может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

 

 

17. УКАЗАНИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ТЕХНИКЕ

 

17.1.  Необходимо  провести  специальное  обучение  правилам  техники  безопасности  и противопожарной    техники     всего    персонала,     занятого     на     работах     по    монтажу трансформаторов.

17.2.  При  проведении  работ  по  монтажу  трансформаторов  следует  руководствоваться «Правилами  техники  безопасности  при  электромонтажных  и  наладочных  работах»  (М., «Энергия», 1973) и «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами  техники  безопасности  при  эксплуатации  электроустановок  потребителей»  (М., Атомиздат, 1970).

17.3. Сварочные работы на трансформаторе должны производиться только после заливки

его  маслом  до  уровня  от  200  до  250  мм  выше  места  сварки  во  избежание  воспламенения паров масла.

17.4. Работы по монтажу трансформаторов на высоте более 1,5 м необходимо выполнять

только с лесов, подмостей с перилами или с подъемной вышки.

17.5. Следует принять меры, исключающие возможность прикосновения людей к отводам обмоток  и  частям,  могущим  оказаться  под  напряжением,  при  измерении  сопротивления изоляции трансформатора.

17.6. Не допускается совмещение монтажных работ на трансформаторе с работами по его испытанию и наладке.

17.7. При прогреве трансформатора постоянным током при каждом отключении питания  необходимо  производить  разряд  обмоток  через  разрядное  сопротивление  с  помощью

изолирующей штанги с последующим закорочением и заземлением.

 

Приложение 1

 

КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПЕРЕД ВВОДОМ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

 

Условия включения трансформаторов в эксплуатацию без сушки

 

П1.1. Оценка состояния изоляции трансформаторов для решения вопроса о возможности их  включения  без  сушки  должна  производиться  на  основании  комплекса  измерений.  При этом  необходимо  учитывать  условия,  в  которых  находился  трансформатор  до  начала

монтажа и в период его выполнения, в соответствии с пп. П1.17-П1.19.

П1.2. Решение вопроса о включении трансформатора в эксплуатацию без сушки зависит также от  мощности,  напряжения, условий транспортировки трансформатора (с

расширителем или без него, с маслом или без масла). По этим признакам  трансформаторы разделены на пять групп (табл. П1.1).

Для I-III групп указания приведены на основании инструкции ОАХ 458.003-70, для IV и V

групп - инструкции РТМ 16.687.000-73.

 

Пример пользования таблицей

 

О п р е д е л е н и е             у с л о в и й             включения              без             с у ш к и

трансформаторов  II  группы (напряжением 35 кВ). Вторая комбинация условий:

а-2, б-1, в, г, д.

Достаточно выполнения следующих условий:

герметичность  уплотнений  -  уровень  масла  ниже  отметок  маслоуказателя,  но  обмотки  и переключатель покрыты маслом (графа «а», п. 2);

пробивное напряжение масла не менее 30 кВ (графа «б»);

R60” соответствует нормам, указанным в табл. П1.4;

R60”/R15”>1,3 при температуре от 10 до 30 ºС (графа «б»);


 

C2/C50 не превышает значений, указанных в табл. П1.9(графа «г»).

 

Нормы отбраковки изоляции

 

П1.3.    Величины    tgδ    изоляции    обмоток    для    вновь    вводимых    трансформаторов напряжением  до  35  кВ  включительно,  залитых  маслом,  соответствующим  ГОСТ  (см.  табл. П1.10), не должны превышать значений, указанных в табл. П1.2.

П1.4. Величины tgδ изоляции обмоток трансформаторов напряжением 110 кВ, измеренные

на  монтаже  при  заводской  температуре  или  приведенные  к  одинаковой  температуре  (если температура при измерении отличается от заводской), не должны превышать 130 % данных

заводского протокола испытания.

П1.5.  Для  приведения  значений  tgδ  измеренных  на  заводе,  к  температуре  измерения  на монтаже,  а  также  для  определения  нормированных  значений  tgδ  при  температурах,  не

кратных десяти, следует произвести пересчет tgδ с помощью коэффициента К1 (табл. П1.3).

 

Примеры расчета.

 

1. Для трансформатора ТМТН-1600/35.

Данные заводского протокола: схема измерения ВН-бак; НН; tgδ =1,1 %;t2=65 ºС; t1=20ºC;

t2-t1=65-20=45ºC; K1=3,5.

 

 

 

Определяем tgδ при t1=20 ºС

 

tgδ на монтаже не должен превышать 130 % этого значения, т.е. tgδ должен быть не выше:

0,31·1,3=0,4 %.

2. Для трансформатора ТМН-1600/35.

Данные измерения при монтаже: tgδ=1,2 %; t1=15 ºC

Необходимо  определить  нормированные  значения  tgδ  при  15  ºС.  Для  этого  следует нормированное  значение  tgδ,  указанное  в  табл.  П1.2,  например  при  20  ºС,  привести  к температуре 15 ºС с помощью коэффициента K1.

По табл. П1.2t2=20 ºС; при t2=20 ºС tgδ=1,5 %;

t2-t1=20-15=5 ºС; K1=1,15.

 

При 15 ºС

 

Измеренное значение tgδ соответствует нормам.

П1.6.     Сопротивление    изоляции     R60”        для     вновь     вводимых     в     эксплуатацию

трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, залитых маслом, соответствующим ГОСТ (табл. П1.10), не должна быть ниже значений, указанных в табл. П1.4.

П1.7.   Значения    R60”      изоляции    обмоток    трансформаторов   напряжением    110    кВ,

измеренные  на  монтаже  при  заводской  температуре  или  приведенные  к  одинаковой температуре (если температура при измерении отличается от заводской), должны составлять

не менее 70 % данных заводского протокола.

 

Таблица П1.2

Мощность трансформатора, кВ•А

tgδ, %, при температуре, °С

10

20

30

40

50

60

70

До 6300 включительно

1,2

1,5

2,0

2,6

3,4

4,5

6,0

10000 и более

0,8

1,0

1,3

1,7

2,3

3,0

4,0

  Примечание. Значения tgδ относятся ко всем обмоткам данного трансформатора.

Таблица П1.3

t  -t  , ºC K 2   1

К 1

t  -t  , ºC 2   1

К 1

5
10
15
20
25
30
35

1,15
1,31
1,51
1,75
2,0
2,3
2,65

40
45
50
55
60
65
70

3,0
3,5
4,0
4,6
5,3
6,1
7,0

Примечание. t   - температура изоляции, измеренная на монтаже; t 2 - температура изоляции, измеренная на заводе.
 

Таблица П1.4

Мощность трансформатора, кВ•А

R60”, МОм, при температуре, °С

10

20

30

40

50

60

70

До 6300 включительно

450

300

200

130

90

60

40

10000 и более

900

600

400

260

180

120

80

Для  всех  мощностей  типов  ТРДН,  ТДНС  и ТРДНС

750

480

320

210

153

100

63

 

Примечание. Значения R60”относятся ко всем обмоткам данного трансформатора.

П1.8. Для приведения значений R60”  измеренных на заводе, к температуре измерения на монтаже,  а  также  для  определения  нормированных  значений  R60”  при  температурах,  не кратных десяти, следует произвести перерасчет при помощи умножения на коэффициент К1 (табл. П1.5).).

Примеры расчета

 

1. Для трансформатора мощностью 16000 кВ·А, напряжением 35 кВ. Данные заводского протокола: схема измерения ВН-бак; НН; t2=55 ºС; R60=300 МОм; t1=20 ºС; t2-t1=55-20=35

ºС; K2= 4,15.

При t1=20 ºС R60”=300·4,15=1245 МОм.

R60” на монтаже не должно быть ниже 70 % этого значения,

1245·0,7=870 МОм.

2. Для трансформатора мощностью 6300 кВ·А, напряжением 35 кВ.

Данные измерения при монтаже: R60”=500 МОм; t1=13ºC.

Необходимо  определить  нормированное  значение  R60”  при  13  ºС.  Для  этого  следует

нормированное  значение  R60”  указанное  в  табл.  П1.4,  например  при  20  ºС,  привести  к

температуре 13 °С с помощью коэффициента К2.

Таблица П1.5

t  -t  , ºC K 2   1

К 2

t  -t  , ºC 2   1

К 2

5
10
15
20
25
30
35

1,23
1,5
1,84
2,25
2,75
3,4
4,15

40
45
50
55
60
65
70

5,1
6,2
7,5
9,2
11,2
13,9
17,0

 


Примечание. t

1


- температура изоляции, измеренная на монтаже; t

2


- температура изоляции, измеренная на


заводе.

 

По табл. П1.4находим tнаходим2=20 ºC;

R60” при t2 определяем по табл. П1.4 R60=300 МОм.

t2-t1=20-13=7 ºC; K2=1,36.

Определяем R60” при t1=13 ºС; R60”=300·1,36=408 МОм.

Измеренное значение R60” соответствует нормам.

П1.9.  Коэффициент  абсорбции  R60”/R15” масле  для  трансформаторов  мощностью  менее

10000 кВ·А, напряжением до 35 кВ включительно при температурах от 10 до 30 ºС должен быть не ниже 1,3.

П1.10.  Пробы  масла  из  трансформаторов,  транспортируемых  с  маслом  или  без  масла  (с остатками  масла),  а  также  пробы  масла  из  трансформаторов  после  заливки  на  монтаже должны соответствовать требованиям табл. П1.6.

П1.11.   Отношения   ΔС/С   для    трансформаторов,    прибывших   без    масла   (или   при необходимости  осмотра  активной  части  трансформатора  со  сливом  масла),  измеренные  в

конце  работ,  не  должны  превышать  значений,  приведенных  в  табл.  П1.7.  Приращение значений ΔС/С измеренных в конце и начале работ и приведенных к одной температуре, не

должно превышать указанного в табл. П1.7.

П1.12. Для приведения значения ΔС/С измеренного в конце работ, к температуре обмотки ВН,  измеренной  в  начале  работ,  следует  произвести  перерасчет  путем  умножения  на коэффициент температурного перерасчета К3 (табл. П1.8).

Таблица П1.6

Напряжение трансформатора, кВ, включительно

 Наименьшее допустимое значение пробивного напряжения пробы масла на стандартном разряднике, кВ

До 15
15-35
60-220

25
30
40

  Примечание.  Пробивное  напряжение остатков масла в  трансформаторах  110 кВ,  транспортируемых  без масла, допускается не менее 35 кВ.



Примечание. Значения ΔС/Сотносятся ко всем обмоткам данного трансформатора и измеряются по схемам, приведенным в табл. П1.11.

t  -t  , ºC

К 3

t  -t  , ºC

К 3

5
10
15
20
25

1,25
1,55
1,95
2,4
3,0

30
35
40
45
50

3,7
4,6
5,7
7,0
8,8

 

Примечание. t

1


- температура обмотки ВН в конце работ; t2


-температура обмотки ВН в начале работ.


 

Пример расчета

 

Для трансформатора мощностью 10000 кВ·А напряжением 110 кВ:

ΔС/С в начале работ - 4 %;

t2=20 ºС;

ΔС/С в конце работ - 6 %;

t1=15 ºС;

t2-t1=20-15=5 ºС.

По табл. П1.8K3=1,25.

При 20 ºС ΔС/С=6·1,25=7,5 %.

Разность значений ΔС/С в конце и в начале работ, приведенная к 20 ºС, составит:

7,5-4 =3,5 %.

По указаниям табл. П1.7эта разность не должна превышать 4 % при 20 ºС.

П1.13.  Значения  С2/С50  обмоток,  измеренные  на  монтаже,  для  вновь  вводимых  в

эксплуатацию  трансформаторов,  залитых  маслом,  соответствующим  нормам  (табл.  П1.10),

не должны превышать значений, указанных в табл. П1.9.

Мощность трансформатора, кВ•А

Наибольшие допустимые значения С2/С50 при температуре обмоток, ºС

10

20

30

До 6300 включительно

1,1

1,2

1,3

10000 и более

1,05

1,15

1,25

 

Объем и нормы испытания трансформаторного масла

 

П1.14.  Масло, прибывшее  с  трансформаторного  завода  в баке  трансформатора  (или в отдельной емкости), следует испытать в соответствии с требованиями пп. 1 - 5 табл. П1.10 и табл. П1.6.

П1.15.  Имеющееся  у  предприятия-заказчика  трансформаторное  масло,  предназначенное для  заливки  или  доливки  в  трансформатор,  необходимо  испытать  в  соответствии  с требованиями пп. 1 - 5, 9 - 12, 15 табл. П1.10и табл. П1.6.

П1.16.  При  заливке  в  трансформатор  свежих  кондиционных  масел  различных  марок следует руководствоваться следующими указаниями:

а)  масла,  содержащие  антиокислительную  присадку  (ГОСТ  928  -  68,  марки  ТКП;  ГОСТ 10121-62; ТУ 38-1-182-68), допускается смешивать между собой в любых соотношениях;

б) масло, не содержащее антиокислительной присадки (например, выпускаемое по МРТУ

38-1-178-65), допускается  смешивать с маслом, содержащим  присадку, при условии, что стабильность смеси будет не ниже стабильности масла, не содержащего присадки.

 

Контрольный прогрев и подсушка трансформаторов в масле; сушка трансформаторов

 

П1.17. Контрольный прогрев трансформатора в масле (разд. 11) необходимо производить для  трансформаторов  всех  мощностей  напряжением  до  110  кВ  включительно  в  одном  из следующих случаев:

а) при наличии признаков увлажнения масла, с которыми прибыл трансформатор, или для трансформаторов, транспортируемых без масла, при значениях ΔС/С, превышающих норму (табл. П1.7);

б) продолжительность хранения при монтаже без масла или без доливки масла превысила срок, указанный в разд. 4 настоящей Инструкции, но не превысила 1 года;

в) срок пребывания активной части трансформатора на воздухе превысил срок, указанный

в приложении2, но не более чем вдвое;

г) характеристики изоляции не соответствуют нормам, приведенным в пп. П1.3- П1.13.

 

П1.18. Контрольную подсушку (см. разд. 11) трансформаторов в масле (т.е. контрольный прогрев,  но  с  применением  вакуума)  следует  производить,  если  в  результате  контрольного прогрева  не  достигнуто  соответствие  характеристик  изоляции  нормам,  приведенным  в  пп. П1.3 -  П1.13,  или  если  продолжительность хранения  трансформатора  без  доливки  масла превысила 7 мес, но не превысила 1 года.

П1.19.  Сушка  трансформаторов  (см.  разд.  12)  всех  мощностей  напряжением  до  110  кВ

включительно должна производиться в одном из следующих случаев:

а) на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды;

б) индикаторный силикагель изменил голубой цвет на розовый;

в) трансформатор хранился без масла и без доливки масла более 1 года;

г) продолжительность пребывания активной части на воздухе более чем вдвое превысила время, указанное в приложении 2настоящей Инструкции;

д)  в  результате  контрольной  подсушки  не  достигнуто  соответствие  характеристик

изоляции трансформатора нормам, приведенным в пп. П1.3 -П1.13.

 

Методика измерения характеристик изоляции

 

П1.20.    При    измерениях    следует    руководствоваться    указаниями    ГОСТ     3484-65

«Трансформаторы силовые. Методы испытаний».

П1.21. При измерениях характеристик изоляции необходимо:

а)  производить  измерения  при  температуре  изоляции  не  ниже  10  ºС;  при  более  низкой температуре трансформатор должен быть нагрет;

б) производить измерения не ранее чем через 12 ч после окончания заливки;

в) перед измерением протирать поверхность вводов трансформатора. При измерениях во влажную погоду или  при невозможности   обеспечить    чистоту   поверхности    вводов необходимо применять экранирование вводов.

П1.22.  Измерение  всех  характеристик  изоляции  следует  производить  по  схемам  табл.

П1.11.

Двухобмоточные трансформаторы

Трехобмоточные трансформаторы

Обмотки, на которых производятся измерения

Заземляемые части трансформатора

Обмотки, на которых производятся измерения

Заземляемые части трансформатора

НН

Бак, ВН

НН

Бак, СН, ВН

ВН

Бак, НН

СН

Бак. ВН, НН

(ВН+НН)*

Бак

ВН

Бак, НН, СН







(ВН+СН)*

Бак, НН







(ВН+СН+НН)*

Бак

 

Примечание.            Измерения          изоляции          обмоток,         отмеченных           звездочкой,           обязательны           только        для

трансформаторов мощностью не менее 16000 кВ·А.

 

П1.23. При измерении все вводы обмоток одного напряжения необходимо соединить.

П1.24. Вначале следует измерять R60” и R15”, а затем остальные характеристики изоляции

трансформатора.

П1.25. Сопротивление изоляции измеряется мегомметром напряжением 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм.

Перед  началом  каждого  измерения  испытуемую  обмотку  следует  заземлить  на  срок  не

менее  2  мин.  Показания  мегомметра  необходимо  отсчитывать  через  15  и  60  с  после приложения  напряжения  к  изоляции  обмотки;  допускается  за  начало  отсчета  принимать начало вращения рукоятки мегомметра.

По  результатам  измерения  сопротивления  изоляции  следует  определить  коэффициент абсорбцииR60”/R15”.


П1.26.  Емкость  и  tgδ  изоляции  обмоток  измеряются  мостом  переменного  тока  по перевернутой   схеме.    Измерения   на    трансформаторах,    залитых   маслом,    допускается производить  при  напряжении  переменного  тока  частотой  50±5  Гц,  не  превышающем  60  % значения  испытательного  напряжения, при котором  производились измерения  на  заводе- изготовителе, но не выше 10 кВ.

П1.27. Измерения отношений С2/С50  и ΔС/С следует производить при помощи приборов ЕВ-3 и ПКВ-7. Перед измерениями испытуемую обмотку необходимо заземлить на срок не менее 2 мин.

П1.28.  Относительную  влажность  воздуха  следует  определять   аспирационным   или

комнатным психрометром по таблицам, прилагаемым к приборам (табл. П2.4).

Относительную  влажность  необходимо  измерять  непосредственно  перед  вскрытием трансформатора.

 

Температура изоляции

 

П1.29.  За  температуру  изоляции  трансформатора,  не  подвергавшегося  нагреву  (или подогреву), принимается:

а) для трансформаторов с маслом - температура верхних слоев масла;

б)    для     трансформаторов     без    масла    -     температура,     измеренная    термометром,

установленным  в  кармане  термосигнализатора  на  крышке  бака;  при  этом  карман  должен быть заполнен трансформаторным маслом.

П1.30.  Для  трансформатора,  нагреваемого  с  маслом,  температура  изоляции  принимается равной  температуре  обмотки  ВН,  определяемой  по  сопротивлению  обмотки  постоянному току; это измерение  следует производить  не ранее  чем  через  60  мин после  отключения

нагрева током по обмотке или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.

П1.31. Для трансформатора, нагреваемого без масла, при измерении ΔС/С за температуру изоляции принимается температура, измеренная термометром (или термопарой) на верхнем

ярме магнитопровода непосредственно после измерения ΔС/С.

П1.32.  Для  получения  температуры,  указанной  в  протоколе  заводского  испытания,

трансформатор  необходимо  нагреть  до  температуры,  превышающей  заводскую  на  5  ºС; измерение характеристик изоляции производится при спаде температуры.

 

1   2   3   4   5   6   7   8   9

Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:

Похожие:



Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. Кабельные линии напряжением 110 500 кВ
Приказом Председателя Комитета по государственному энергетическому надзору Министерства энергетики и минеральных ресурсов



Инструкция по монтажу и обслуживанию газового котла



Инструкция по монтажу и эксплуатации электротельфер rsм содержание



Инструкция по монтажу техническому обслуживанию и ремонту (технический паспорт)



Инструкция по монтажу и эксплуатации Шкворни сцепные для полуприцепов



Инструкция по монтажу стационарных аккумуляторных батарей и конденсаторных установок удк 621. 355. 002. 72 (083. 96)



Приложение а инструкция по сборке и монтажу стенда проверки люфтов подвески и рулевого управления м 074. 200. 00. 00-02



Инструкция по монтажу и подключению 9
Сейф – металлический шкаф (сейф), в котором смонтирована система электропитания Комплекса



Ведомственные строительные нормы всн 23-75



Радикальное энергетическое совершенствование трансформаторов и электрических машин переменного тока Дудышев В. Д

Поделиться в соцсетях



Авто-дневник






База данных защищена авторским правом ©ucheba 2000-2020

обратиться к администрации | правообладателям | пользователям

разработчик i-http.ru

на главную