Реферат: Их сетей сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем электротехническая часть Издание пятое, переработанное и дополненное Часть 2

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»


ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ


ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ


СБОРНИК

РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ


Электротехническая часть


Издание пятое, переработанное и дополненное

Часть 2


УДК 621.311.002.5


Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Под общей редакцией Ф.Л. КОГАНА


Составители В.А. ВАЛИТОВ (разделы 1 и 6), И.П. ПЛЯСУЛЯ (раздел 2), В.П. ГЕРИХ (СО-ЦДУ ЕЭС России), Ю.Е. ГУРЕВИЧ и Ю.А. ТИХОНОВ (ОАО "ВНИИЭ"), И.П. МИХАЙЛОВА (раздел 3), Ф.Д. КУЗНЕЦОВ (раздел 4), B.C. БУРТАКОВ (раздел 5), В.И. РОДИОНОВ (раздел 7) и совместно с Е.Ф. КОНОВАЛОВЫМ (раздел 9), В.Б. САТИН (раздел 8), В.М. АРСЕНЬЕВ и А.Н. ЖУЛЕВ (раздел 10), В.А. КРИЧКО (раздел 11)


Согласовано с Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" 07.03.2002 г.

Начальник М.И. ЧИЧИНСКИЙ,

ЦДУ ЕЭС России 24.02.2002 г.

Первый заместитель генерального директора А.Ф. БОНДАРЕНКО


Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 27.06.2002 г.

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ,

Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" 01.04.2002 г.

Начальник В.П. ДИКОЙ


С введением в действие настоящего Сборника утрачивает силу СРМ-92, а также все циркуляры и решения, изданные отдельно до 01.01.2001 г.


Настоящий Сборник распорядительных материалов (СРМ-2000) издан в двух частях. В часть 1 включены разделы 1-6, в часть 2 - разделы 7-11.

В Сборнике информационных материалов, изданном в качестве приложения к СРМ-2000, документы систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.


В настоящий Сборник (Ч. 1 и 2) включены действующие распорядительные документы Департамента научно-технической политики и развития и Департамента электрических сетей РАО "ЕЭС России" по электротехнической части, изданные до 01.01.2001 г. Приведенные в Сборнике циркуляры и решения в необходимых случаях переработаны и уточнены.

Требования распорядительных документов Сборника обязательны для всех энергопредприятий и организаций ЕЭС России.

Информационные документы (письма, извещения и т.п.), выпущенные Департаментом научно-технической политики и развития и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" в период с 01.01.1990 г. до 01.01.2001 г., включены в отдельно изданный в качестве приложения к СРМ-2000 "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть".


Введение


Настоящий Сборник (СРМ-2000) — пятое, переработанное и дополненное издание "Сборника руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Издание четвертое, переработанное и дополненное. Ч. 1 и 2" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Сборник дополнен циркулярами (Ц) и решениями (Р) департаментов РАО "ЕЭС России", изданными с 1 января 1990 г. по 31 декабря 2000 г. включительно с учетом их актуальности, опыта применения и использования в типовых инструкциях и других документах.

В СРМ-2000 не включены решения и циркуляры, положения которых либо реализованы, либо учтены в ПУЭ, ПТЭ, типовых инструкциях и прочих документах, изданных после выхода решений и циркуляров, а также совместные решения Главтехуправления (или его правоприемников) и других ведомств по частным вопросам.

Сведения о состоянии на 01.10.2001 г. документов Сборника руководящих материалов издания 1992 г. (СРМ-92), а также решений и циркуляров, изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г., приведены в перечнях в конце каждого раздела СРМ-2000. Номера циркуляров и решений указаны в содержании каждой части СРМ-2000.

Ряд содержащихся в СРМ-2000 распорядительных документов обновлен и переработан с учетом опыта эксплуатации, внесения уточнений и дополнений в ранее выпущенные документы и выхода новых.

Контроль за выполнением требований распорядительных документов СРМ-2000 осуществляет Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" через свои региональные предприятия.


Раздел 7

ТРАНСФОРМАТОРЫ


^ 7.1. О ПРЕДУПРЕЖДЕНИИ ОТКАЗОВ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ЗРНОА-110/1000

В энергосистемах продолжают повреждаться автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220 и АТДЦТН-200000/330, оснащенные устройствами РПН типа ЗРНОА-110/1000, которые сняты с производства.

Перегревы контактов избирателей с последующим пробоем масляных промежутков, а также разложение масла и выпадение шлама от подогревателей приводят к аварийным отключениям автотрансформаторов.

В целях предупреждения повреждений автотрансформаторов предлагается:

1. Ввести контроль за наличием растворенных газов в масле избирателей в соответствии с "Методическими указаниями по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979). Пробы отбирать не реже одного раза в 6 мес.

2. При обнаружении в пробе масла газов, продуктов разложения масла и изоляции принять меры к выводу автотрансформатора в ремонт с последующей ревизией контактора и избирателя. При этом необходимо:

2.1. Проверить плотность бака контактора во избежание попадания в бак избирателя газов, образующихся при работе контактора. Для этого слить масло из контактора, извлечь выемную часть, вытереть насухо полость бака. Убедиться в отсутствии проникновения масла из бака избирателя в бак контактора через уплотнения или перепускной вентиль между контактором и избирателем. В случае поступления масла восстановить плотность бака контактора. Вентиль на патрубке между избирателем и контактором должен быть надежно закрыт.

Если между двумя последними отборами проб масла на хроматографический анализ переключения РПН не производились, плотность контактора допускается не проверять.

2.2. Провести ревизию избирателя с полным сливом масла. Во время ревизии проверить состояние контактов, контактное нажатие в соответствии с заводской документацией. Поврежденные элементы заменить. Ревизию контактора и избирателя следует проводить с привлечением специалистов завода-изготовителя.

3. Предусматривать ежегодное переключение устройства РПН во всем диапазоне по 20 циклов на каждой фазе невозбужденного трансформатора. Для редко переключаемых устройств с числом переключений менее 10 в месяц и нагрузкой более 600 А проводить переключения не реже одного раза в 6 мес в диапазоне от + 2 до —2 ступени под нагрузкой (10 циклов).

4. Вывести из работы нагреватели, для чего отсоединить провода питания, вводы нагревателей заземлить, отключить схему обогрева.

Изменить схему температурной и токовой блокировок переключающих устройств в соответствии с рис. 7.1. Заменить один из термосигнализаторов датчиком температуры Т-35-03 (порог срабатывания датчика минус 25°С).





Рис. 7.1. Схема выполнения температурной и токовой блокировок с применением датчика температуры Т-35-03


Перед установкой датчика долить масло в "карман" для термосигнализатора.


7.2. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ УПУСКА МАСЛА ИЗ ТРАНСФОРМАТОРОВ (РЕАКТОРОВ) ЧЕРЕЗ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ

В энергосистемах имеются случаи упуска масла из трансформаторов с пленочной защитой с последующим их отключением из-за недостатков предохранительных клапанов и стрелочных маслоуказателей.

При увеличении нагрузки масло полностью заполняет объем расширителя, что приводит к повышению давления в баке и срабатыванию предохранительного клапана с выбросом масла.

При возврате клапан с круглой прокладкой (рис. 7.2) не полностью закрывается из-за смещения уплотняющей резиновой прокладки, что вызывает течь масла и упуск его из трансформатора.

Отмечены также случаи течи масла через предохранительный клапан вследствие недостаточно надежного уплотнения.

Для устранения указанных недостатков предлагается:

1. Произвести на всех трансформаторах (реакторах) с пленочной защитой замену стрелочных маслоуказателей новыми (с раздельной сигнализацией максимального и минимального уровней масла). В первую очередь такую замену осуществлять на трансформаторах энергоблоков и автотрансформаторах АТДЦТН-200000/330.

Перед установкой на трансформатор (реактор) стрелочного маслоуказателя произвести проверку и испытания его в соответствии с заводской инструкцией. Замену маслоуказателей производить при отключенном трансформаторе (реакторе).

Для сигнализации о максимальном уровне масла использовать резервное табло на щите управления.

После замены стрелочного маслоуказателя на его шкале отрегулировать уровень масла в расширителе в соответствии с температурой верхних слоев масла в трансформаторе (реакторе). Контроль температуры верхних слоев масла осуществлять по штатным термосигнализаторам. Для выравнивания температуры масла по высоте бака трансформатора включить маслонасосы системы охлаждения не менее чем на один час.

В зависимости от диаметра расширителя применять маслоуказатели со следующей длиной рычагов:

— 2090 мм для расширителей диаметром 1570 мм;

— 1610 мм для расширителей диаметром 1260 мм.

2. Заменить на трансформаторах (реакторах) с пленочной защитой масла предохранительные клапаны с круглой резиновой прокладкой (см. рис. 7.2) клапанами с манжетным уплотнением (рис. 7.3) при выполнении ремонтов или работ, связанных со сливом масла.

Клапаны, изготовленные по заводскому чертежу № 5ВБ.456.247, замене не подлежат.

Предохранительные клапаны с круглой прокладкой установлены на трансформаторах (реакторах), выпущенных в 1979—1982 гг.

Для определения типа уплотняющей прокладки осмотреть предохранительный клапан при снятом защитном кожухе. По внешнему виду крышки (поз. 2 на рис. 7.2, 7.3) и наличию прижимного кольца (поз. 5 на рис. 7.3) определить необходимость замены клапана.

Осуществлять хранение и обслуживание предохранительных клапанов с манжетным уплотнением в соответствии с заводской инструкцией.

Производить замену клапанов на трансформаторах (реакторах) напряжением 750 кВ и выше и трансформаторах энергоблоков 500 МВт и более с обязательным привлечением специалистов завода-изготовителя.

Выполнить неплановую замену предохранительных клапанов при обнаружении течи в них.

3. Осуществлять на трансформаторах без пленочной защиты, выпущенных в 1979—1982 гг., замену предохранительных клапанов с круглой резиновой прокладкой клапанами с манжетным уплотнением при обнаружении течи в клапанах.

4. Поставку предохранительных клапанов с манжетным уплотнением и стрелочных маслоуказателей производят заводы — изготовители трансформаторов (реакторов) по заявкам энергосистем.





Рис. 7.2. Предохранительный клапан с круглой резиновой прокладкой:

1 — кожух; 2 — крышка; 3 — круглая прокладка; 4 — корпус





Рис. 7.3. Предохранительный клапан с манжетным уплотнением:

1 — кожух; 2 — крышка; 3 — манжета; 4 — корпус; 5 — прижимное кольцо


7.3. ОБ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ И ПОРЯДКЕ СМЕШЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ

В настоящее время в эксплуатации находится большое количество новых марок трансформаторных масел отечественного и зарубежного производства, область применения которых не отражена в Решении Э-5/88 "Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел" и "Методических указаниях по эксплуатации трансформаторных масел: РД 34.43.105-89".

На основании выполненных исследований физико-химических свойств различных марок трансформаторных масел отечественного и зарубежного производства и их смесей устанавливаются следующие области применения и порядок смешения отечественных и импортных трансформаторных масел, применяемых в электротехническом оборудовании.


^ 1. Область применения трансформаторных масел

1.1. Область применения трансформаторных масел в маслонаполненном электротехническом оборудовании приведена в таблице 7.1.


^ Таблица 7.1


Область применения трансформаторных масел


№ п.п.

Марка масла

ГОСТ или ТУ на масло

Стабильность против окисления масла

Класс напряжения и тип электрооборудования

1

ГК

ТУ38.101.1025-85

Высокая

Силовые и измерительные трансформаторы, реакторы, вводы до 1150 кВ включительно, масляные выключатели

2

ВГ

ТУ38.401.978-93




3

СА

ТУ38.401.1033-95




4

Technol 2000

МЭК 296-82




5

Nytro 11GX

МЭК 296-82




6

Nytro 10X

МЭК 296-82




7

Т-1500 У

ТУ38.401.58107-94

Средняя

То же

8

Т-1500

ГОСТ 982-80







9

Т-750 (*)

ГОСТ 982-80







10

ТКп (*)

ТУ38.101.890-81

Низкая

Силовые и измерительные трансформаторы, реакторы до 500 кВ вкл., масляные выключатели

11

ТАп (*)

ТУ38.101.281-80




12

ТСп

ГОСТ 10121-76

Низкая

Силовые и измерительные трансформаторы, реакторы до 220 кВ вкл., масляные выключатели

13

ТКп

ТУ38.401.5849-92




14

АГК, специальное арктическое

ТУ38.101.1277-89

Высокая

Силовые трансформаторы, реакторы до 750 кВ вкл. для регионов с холодным климатом

15

MB (*)

ТУ38.101.857-87

Низкая

Масляные выключатели для регионов с холодным климатом

16

МВТ

ТУ38.401.927-92

Высокая




Специальное арктическое







Примечания

1. Масла, обозначенные (*), в настоящее время сняты с производства.

2. Испытания импортных трансформаторных масел должны выполняться в соответствии с требованиями ТУ38.101.1025-85 для масла марки Nytro 10X и ТУ38.401.1033-95 для масел марок Nytro 11GX и Technol 2000.


1.2. Трансформаторные масла должны отвечать требованиям распространяющихся на них стандартов (ГОСТ или ТУ).

1.3. Масла различных марок рекомендуется хранить и использовать раздельно, без смешения, в соответствии с их областью применения (см. таблицу 7.1).

1.4. В период гарантийного срока электрооборудования все операции с маслами (долив, замена, ввод присадок и др.) должны согласовываться с заводом—изготовителем электрооборудования.

1.5. В масляных выключателях всех классов напряжения можно применять любые трансформаторные масла, приведенные в таблице 7.1.

1.6. После капитального ремонта в силовые и измерительные трансформаторы допускается заливать свежие, эксплуатационные и регенерированные масла, если их качество удовлетворяет требованиям "Объема и норм испытаний электрооборудования".

1.7. Доливка масла в электрооборудование должна осуществляться с учетом области применения масла и порядка их смешения (раздел 2 настоящего параграфа). Показатели качества масел, предназначенных для долива, должны удовлетворять требованиям "Объема и норм испытаний электрооборудования" (область нормального состояния масла).

1.8. При доливе масла во вводы или его замене следует руководствоваться рекомендациями таблицы 7.4 приложения 7.1.


^ 2. Порядок смешения трансформаторных масел

2.1. Масла, предназначенные для смешения, должны удовлетворять требованиям ГОСТ или ТУ.

2.2. Не допускается смешение специальных арктических масел (АГК, МВТ, MB) с другими трансформаторными маслами.

2.3. Следует проводить смешение масел, предназначенных для применения в высоковольтных вводах, с учетом требований таблицы 7.2.


^ Таблица 7.2


Марки масел, рекомендуемых для замены и (или) долива в высоковольтные вводы


№

п.п.

Марка масла, запитого во ввод

Марка масла, рекомендуемого к замене или доливу

Примечание

1

ГК

ГК

Для повышения газостойкости масла ГК возможно использование присадки АР-1







СА







ВГ







Nytro 10X







Nytro 11GX







Technol 2000

2

Т-750

Т-750










Т-1500 У










Т-1500










Technol 2000




3

Т-1500

Т-1500










Т-1500 У










Technol 2000




4

ТКп

Т-750

При необходимости возможен долив масла ТКп по ТУ 38.101.890-81







Т-1500 У







Т-1500







Technol 2000


2.4. Допускается, за исключением случаев, оговоренных в пп. 2.2 и 2.3 настоящего параграфа, проводить смешение трансформаторных масел, приведенных в таблице 7.1, в любых соотношениях.

2.5. При смешении масел с разной областью применения (см. таблицу 7.1) смесь может использоваться только в электрооборудовании низшего класса напряжения.

Показатели качества смеси масел, предназначенных для залива в электрооборудование, должны удовлетворять требованиям "Объема и норм испытаний электрооборудования".

2.6. Рекомендуется при смешении использовать масла одной группы стабильности против окисления (см. таблицу 7.1).

2.7. Следует при смешении новых марок масел, не указанных в таблице 7.1, проводить их испытания на совместимость в объеме таблицы 7.3.


Таблица 7.3


Объем испытаний свежих масел на совместимость и рекомендуемая область применения смесей


№

п.п.

Наименование показателя качества

Номер стандарта на метод испытания

Значение показателя для масел

высокой стабильности

средней стабильности

низкой стабильности

1

Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С, %, не более

ГОСТ 6581-75

0,5

0,5

1,7 (для ТСп)

2,2 (для ТКп)

2

Стабильность против окисления

ГОСТ 981-75













Условия процесса:
















- температура, °С




155

130

120




- продолжительность, ч




12

30

14




- расход кислорода, см3/мин




50

50

200




- кислотное число окисленного масла, мгКОН/г, не более




0,15

0,15

0,1




- содержание осадка, % массы, не более




0,015

Отсутствие

0,01




- выход летучих кислот, мгКОН/г, не более




0,15

0,04

0,008*

3

Поверхностное натяжение на границе масла с водой, н/м·10-3, не менее (показатель факультативен, определение не обязательно)




40

40

35

4

Рекомендуемая область применения смеси масел, класс напряжения электрооборудования, кВ, не выше




1150

750

(500)**

220

* Через 6 ч окисления.

** См. пункт 2.9 параграфа.


Масла считаются совместимыми, если качество смеси удовлетворяет требованиям к маслу более низкого качества из состава смеси.

Рекомендуется испытания на совместимость масел проводить в специализированных организациях, сертифицированных для этих целей.

2.8. Допускается смешение свежих, регенерированных и эксплуатационных масел, если сами масла и их смеси отвечают требованиям "Объема и норм испытаний электрооборудования".

2.9. В исключительных случаях при некондиционности одного из масел по стабильности против окисления и (или) тангенсу угла диэлектрических потерь, предназначенных к смешению, и отсутствии возможности полного восстановления его качества, масла могут быть проверены на совместимость по условиям группы с более низкой стабильностью против окисления (см. таблицы 7.1 и 7.3).

Значения остальных показателей качества масел, а также смеси, должны соответствовать требованиям "Объема и норм испытаний электрооборудования".

Смесь масел со средней стабильностью против окисления при некондиционности одного из масел может быть использована в силовых трансформаторах и реакторах класса напряжения не выше 500 кВ и в масляных выключателях любых классов напряжения.

Смесь масел с низкой стабильностью против окисления при некондиционности одного из масел может быть использована в силовых трансформаторах и реакторах класса напряжения не выше 220 кВ и в масляных выключателях любых классов напряжения.

Значения основных показателей качества свежих масел, поставляемых на энергопредприятия России, приведены в таблице 7.4 приложения 7.1.


Приложение 7.1


^ КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРИМЕНЯЕМЫХ В ЭНЕРГЕТИКЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЛАХ


В настоящее время отечественной нефтеперерабатывающей промышленностью вырабатываются и поставляются следующие трансформаторные масла:

— ГК по ТУ 38.101.1025-85 (ранее по ТУ 38.401.358-84), в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением процессов гидрокрекинга и каталитической депарафинизации. Выпускается на АО "Ангарская нефтехимическая компания" (665830, г. Ангарск, Иркутская область);

— СА по ТУ 38.401.1033-95, в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением процессов селективной очистки, низкотемпературной депарафинизации и специальной адсорбционной очистки. Выпускается АО "Новоуфимский нефтеперерабатывающий завод" (450037, г. Уфа, Республика Башкортостан);

— Т-1500У по ТУ 38.401.58107-94, в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением процессов селективной очистки, низкотемпературной депарафинизации и гидроочистки. Выпускается АО "Уфанефтехим" (450045, г. Уфа, Республика Башкортостан) и ОАО "Нижегород-нефтеоргсинтез" (606200, г. Кстово, Нижегородская область);

— ТСп по ГОСТ 10121-76, в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением процессов селективной очистки, низкотемпературной депарафинизации, контактной или гидроочистки. Выпускается нефтеперерабатывающими заводами АО "Уфанефтехим" (450045, г. Уфа, Республика Башкортостан), АО "Новоуфимский нефтеперерабатывающий завод" (450037, г. Уфа, Республика Башкортостан); ОАО "Нижегород-нефтеоргсинтез" (606200, г. Кстово, Нижегородская область), АО "ОмскНПЗ" (644040, г. Омск);

— ТКп по ТУ 38.401.5849-92, в основном из анастасиевской нефти, вырабатываемое с применением процессов кислотно-щелочной очистки и контактной доочистки. Выпускается на Ярославском нефтемаслозаводе им. Д.И. Менделеева (152321, пос. Константиновский, Ярославская область);

— ВГ по ТУ 38.401.978-93, в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением гидрокрекинга и каталитической депарафинизации. Выпускается АО "Лукойл-Волгоград-нефтеоргсинтез" (400029, г. Волгоград, ул. 40 лет ВЛКСМ, д. 55);

а также специальные арктические масла, такие как:

— ЛГК по ТУ 38.101.1271-89 (ранее по ТУ 38.401.608-86), в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением процессов глубокой гидроочистки легкого газойля, выделения остаточной фракции и ее каталитической депарафинизации. Выпускается на АО "Ангарская нефтехимическая компания" (665830, г. Ангарск, Иркутская область).

Масло обладает относительно низкой вязкостью при положительных (+50°С) и отрицательных (-40°С) температурах и низкой температурой застывания; используется в основном в районах с холодным климатом;

— МВТ по ТУ 38.401.927-92, в основном из западно-сибирских нефтей, вырабатываемое с применением процессов гидрокрекинга и каталитической депарафинизации. Выпускается на АО "Лукойл-Волгоград-нефтеоргсинтез" (400029, г. Волгоград, ул. 40 лет ВЛКСМ, д. 55).

Масло специальное с низкой вязкостью при положительных и отрицательных температурах, с низкой температурой застывания и низкой температурой вспышки; используется в масляных выключателях в районах с холодным климатом.

На многих энергопредприятиях сохранились ранее выпускавшиеся в СССР следующие трансформаторные масла:

— Т-1500 по ГОСТ 982-80 из бакинских нефтей, выпускавшееся Бакинским НПЗ;

— Т-750 по ГОСТ 982-80 из анастасиевской нефти, выпускавшееся Ярославским НПЗ им. Д.И. Менделеева;

— ТКп по ТУ 38.101.890-81, из бакинских нефтей, выпускавшееся Бакинским НПЗ;

— ТАп по ТУ 38.101.281-80, в основном из анастасиевской нефти, выпускавшееся на Батумском нефтеперерабатывающем заводе с использованием специального процесса адсорбционной очистки;

— MB по ТУ 38.101.857-80 из бакинских нефтей, выпускавшееся на Бакинском НПЗ с использованием специального процесса кислотно-щелочной очистки, предназначенное для масляных выключателей в районах с холодным климатом.

Из Швеции поступают трансформаторные масла фирмы "Нюнас" (Nynas Naphthenics, Box 10701, S-12129, Stockholm, Sweden):

— Nytro 11GX no МЭК 296-82 из нафтеновых венесуэльских нефтей, вырабатываемое с применением процессов гидроочистки;

— Nytro 10X по МЭК 296-82 из нафтеновых венесуэльских нефтей, вырабатываемое с применением процессов гидроочистки (масло более глубокой очистки по сравнению с Nytro 11GX).

ЗТЗ поставляет в Россию трансформаторы, залитые шведским маслом, в основном Nytro 11GX.

Из Австрии поступали масла фирмы "Технол" (Technol, A-11144, Wien, Linzerstrase, 421 A, Aystria), в основном марки Technol-2000: Technol-2000 по МЭК 296-82, из специальной нафтеновой австрийской нефти, вырабатываемое с применением процессов кислотной очистки и адсорбционной или гидрогенизационной доочистки.

Значения основных показателей качества масла Nytro 10X соответствуют требованиям ТУ 38.101.1025-85, а масла Nytro 11GX и Technol-2000 - требованиям ТУ 38.401.1033-95.

Все перечисленные масла, выпускаемые в России и странах СНГ, а также импортные масла, поставляемые в Россию, должны содержать антиокислительную присадку 2,6-дитребутил-4-метил-фенол (фирменные названия агидол — 1, ионол, керобит, топанол - 0, ДБПК и др.).

Значения основных показателей качества свежих трансформаторных масел приведены в таблице 7.4.

Для масел, подвергнутых специальной подготовке (дегазации, обезвоживанию, фильтрации) перед заливом в электрооборудование, предъявляется ряд дополнительных требований к их качеству. Качество данных масел должно отвечать требованиям "Объема и норм испытаний электрооборудования".


^ 7.4. ОБ ИЗМЕРЕНИЯХ СОПРОТИВЛЕНИЯ КЗ ТРАНСФОРМАТОРОВ

При протекании токов КЗ вследствие воздействия электродинамических сил первоначально могут происходить незначительные смещения отдельных катушек внутренних обмоток трансформаторов, которые невозможно выявить испытаниями, предусмотренными "Объемом и нормами испытаний электрооборудования". В то же время необходимо своевременно установить именно начальные деформации обмоток, чтобы предотвратить аварийный выход трансформатора из строя с разрушениями, значительно удорожающими ремонт и затрудняющими определение причины аварии.

Основным параметром, характеризующим деформацию обмоток, является сопротивление КЗ трансформатора ZK. По изменению ZK можно определить степень деформации обмоток. Допустимое изменение ZK зависит от конструкции и технологии изготовления обмоток. Периодическое измерение позволит своевременно выявить повреждение трансформатора и вывести его в ремонт.

Таблица 7.4


^ Основные показатели качества свежих трансформаторных масел


Наименование показателя качества

Значение показателя качества

ГК

СА

Т-1500

У(Уфа)

Т-1500

У(Н-Н)

Т-1500

Т-750

ТКл

бак.

ТКп

яросл.

ТСп

ВГ

Nytro

11 GX

Nytro

10Х

Technol

-2000

1. Вязкость при –30 °С, мм2/с, не более

1200

1200

1300

1300

1500

1600

1500

1500

1300

1200

1800

1800

1800

2. Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С, %, не более

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

2,2

2,2

1,7

0,5

0,5

0,5

0,5

3. Температура застывания, °С, не выше

-45

-45

-45

-45

-45

-55

-45

-45

-45

-45

-45

-45

-45

4. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее

135

140

135

135

135

135

135

135

150

135

135

135

135

5. Содержание серы, %, не более

—

0,3

0,3

0,3

0,3

—

—

—

0,6

—

—

—

—

6. Стабильность против окисления по ГОСТ 981-75:








































- температура, °С

155

155

135

135

135

130

120

120

120

155

155

155

155

- продолжительность, ч

14

12

30

30

30

30

14

14

14

12

12

14

12

- расход кислорода, см3/мин

50

50

50

50

50

50

200

200

200

50

50

50

50

- выход летучих кислот, мг КОН/г, не более

0,04

0,15

0,05

0,05

0,04

0,04

0,008

См. прим.

0,005

См. прим.

0,005

См. прим.

0,04

0,15

0,04

0,15

- кислотное число масла, мг КОН/г, не более

0,1

0,15

0,2

0,2

0,2

0,15

0,1

0,1

0,1

0,1

0,15

0,1

0,15

- осадок, %, не более

0,015

0,015

Отс.

Отс.

Отс.

Отс.

0,01

0,01

Отс.

0,015

0,015

0,015

0,015

7. Содержание атомов углерода ASTMD-3238-80, %, в:








































- ароматических ядрах, СА

1,6

4,54

10,0

4,9

14,2

17

12

18,9

9,06

-

4,46

0,85

7,8

- нафтеновых циклах, СН

40,2

39,14

34

41,3

40,6

40

35,4

40,1

38,94

-

56,04

61,25

53,6

- парафиновых углеводородах и алкильных цепях, СП

58,2

56,32

56

53,8

45,2

43

52,6

41

52

-

39,5

37,9

38,6

- отношение СН/СП

0,69

0,69

0,61

0,77

0,90

0,93

0,67

0,99

0,75

-

1,42

1,6

1,4

8. Газостойкость в электрическом поле в среде ионизированного водорода по ГОСТ 13003, мкл/мин:








































- газовыделение

+26

+1,5

-

+4,0

-

-

-

-

-

-

+10

+25

+2

- газопоглощение

-

-

-12,3

-

-8,0

-12

-9

-18

-8,3

-

-

-

-

9. Стабильность против окисления по публикации МЭК 1125 «В», индукционный период окисления, ч

200-250

122-144

90-97

86-99

60-70

80

70-80

30

30-40

120

120

320

130

10. Индукционный период окисления по ВТИ, ч, до выхода летучих кислот:








































- 0,05 мг КОН/г

170

140

82

-

65

80

65

27

25

-

130

200

115

- 0,25 мг КОН/г

190

150

140

-

90

90

90

40

50

-

140

220

128

11. Поверхностное натяжение на границе с водой, Нм-1·10-3

41

43

41

45

40

40

40

36

37

-

39

42

43

Примечание - Выход летучих кислот определяется через 6 ч окисления.

С учетом изложенного выше предлагается:

1. Выполнить измерение ZK на всех трансформаторах и автотрансформаторах мощностью 63 МВ·А и более, класса напряжения 110 кВ и выше:

— перед вводом в эксплуатацию;

— при капитальных ремонтах;

— после протекания через трансформатор токов 0,7 и более расчетного тока КЗ трансформатора.

2. Сравнивать измеренные значения ZK с базовыми.

В качестве базового значения ZK следует принимать значение, измеренное на местах установки при вводе трансформаторов в эксплуатацию, а при его отсутствии — значение ZK, вычисленное по паспортным значениям напряжения КЗ (UK), %.

При отклонении значения ZK от базового на 3% или от вычисленного по паспорту на 5% трансформатор необходимо выводить в ремонт.

3. Измерение ZK трансформаторов необходимо производить по методике, разработанной НИЦ ВВА и ПО "Запорожтрансформатор" и приведенной в приложении 7.2.


Приложение 7.2


^ МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ КЗ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ


1. Измерение ZK производить с использованием амперметров и вольтметров, включенных в измерительную схему, на отключенном и полностью расшинованном трансформаторе. Напряжение питающей сети 380 В, класс точности применяемых приборов — не ниже 0,5. Можно использовать при проведении измерений комплект приборов К 505 или К 50.

В случае отсутствия измерительных комплектов К 505 или К 50 измерения можно производить, имея один амперметр и один вольтметр, путем поочередного подключения их к фазам (после отключения напряжения питания).

2. Измерения ZK трехфазных трансформаторов необходимо производить со стороны обмотки, соединенной в "звезду" и имеющей нулевой провод.

3. При измерениях напряжение следует подать на все три фазы, измерение тока и напряжения производить пофазно с обязательным использованием нулевого провода. При всех измерениях сопротивления КЗ "треугольник" на обмотках НН должен быть собран.

4. На рис. 7.4—7.6 приведены схемы измерений ZK автотрансформаторов для трех пар обмоток. На рис. 7.7 приведена схема измерений ZK трансформатора, имеющего расщепленную обмотку НН. В таком случае следует производить два измерения при поочередном закорачивании частей обмотки НН. На схемах не показаны регулировочные обмотки, так как их наличие не меняет принципиальных схем измерений, а учитывается положением РПН. Схемы измерений приведены с включением приборов в фазу А. Измерения в фазах В и С выполняются аналогично.





Рис. 7.4. Схема измерений ZK автотрансформатора для пары обмоток ВН-НН


5. Необходимое значение тока для проведения измерений следует определять, исходя из обеспечения нормального отсчета показаний по приборам (амперметру и вольтметру), стрелка приборов должна быть на второй половине шкалы.

6. Сечение закоротки, устанавливаемой на выводах, должно составлять не менее 30% сечения проводов обмотки трансформатора. Сечение проводов обмотки следует определять по значению ее номинального тока, исходя из средней плотности тока в обмотке, равной 3 А/мм2.

Все присоединения питающих проводов и закоротки должны быть выполнены "под болт". При использовании в качестве закоротки алюминиевых проводов (шин) их сечение должно быть увеличено по сравнению с медными на 30%. Длина закоротки должна быть минимальной. Контактные места установки закороток должны быть тщательно зачищены до металлического блеска.





Рис. 7.5. Схема измерений ZK автотрансформатора для пары обмоток ВН-СН





Рис. 7.6. Схема измерений ZK автотрансформатора для пары обмоток СН-НН





Рис. 7.7. Схема измерений ZK трансформатора с расщепленной обмоткой НН (ВН-НН1)


7. На блочных трансформаторах измерения производить без расшиновки стороны НН установкой закоротки на выводах НН трансформатора.

8. Предвари