Норми і обсяг випробувань та вимірювань параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів

( Додатки набирають чинності через 6 місяців після державної реєстрації в Міністерстві юстиції України Наказу Міненерговугілля України № 91 від 13.02.2012 )

( Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів )

Додаток 1

до Правил технічної експлуатації
електроустановок споживачів

НОРМИ І ОБСЯГ ВИПРОБУВАНЬ ТА ВИМІРЮВАНЬ

параметрів електрообладнання та апаратів електроустановок споживачів
Таблиця 1. Силові трансформатори, автотрансформатори й масляні реактори (далі - трансформатори)
Найменування перевірки
Вид перевірки
Перелік питань та обладнання, які підлягають перевірці
Вказівки
1
2
3
4
1. Обсяг і періодичність вимірювань та випробувань трансформаторів

Види та обсяг вимірювань і випробувань силових трансформаторів, автотрансформаторів та масляних реакторів загального призначення повинні відповідати вказівкам, зазначеним в таблиці 1 додатка 2 до цих Правил

2. Визначення умов увімкнення трансформатора
К2
Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт з повною або частковою заміною обмоток чи ізоляції, підлягають сушінню незалежно від результатів вимірювання.
Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт без заміни обмоток чи ізоляції, можуть бути увімкнені в роботу без підсушування чи сушіння, якщо показники масла й ізоляції обмоток відповідають вимогам, наведеним у таблиці 2 додатка 2 до цих Правил, а також за дотримання умов перебування активної частини у повітрі. Тривалість робіт, пов'язаних з розгерметизацією бака, повинна бути не більше ніж:
для трансформаторів на напругу до 35 кВ - 48 год. при відносній вологості до 75 % і 32 год. при відносній вологості до 85 %;
для трансформаторів на напругу 110 кВ і більше - 16 год. при відносній вологості до 75 % і 10 год. при відносній вологості до 85 %.
Якщо час огляду трансформатора перевищує вказаний, але не більше ніж у 2 рази, то має бути проведене контрольне підсушування трансформатора
Обсяг вимірювань і випробувань трансформаторів під час їх здавання на капітальний ремонт і після його завершення приймають згідно з пунктами 3-6, 9-19, 20, 21 цієї таблиці; додатково, у разі заміни обмоток трансформаторів, виконують визначення групи з’єднань, коефіцієнта трансформації за ГОСТ 3484.1-88 та випробування підвищеною напругою за ГОСТ 1516.3-96
3. Вимірювання опору ізоляції:

а) обмоток
К, П, М
Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмоток маслонаповнених трансформаторів, які вводяться до експлуатації, регламентуються вимогами документації підприємства-виробника.
Значення опору ізоляції обмоток трансформаторів, які вводяться в експлуатацію після капітального ремонту, повинні бути не меншими ніж 50 % від значень, отриманих під час приймально-здавальних випробувань або паспортних, а для трансформаторів на напругу до 35 кВ потужністю до 10 МВ•А значення R60 має бути не меншим ніж значення, наведені у таблиці 4 додатка 2 до цих Правил.
Найменші допустимі значення опору ізоляції для обмотки сухих трансформаторів, які вводяться до експлуатації, за температури від 10°С до 30°С мають бути не нижчими: для обмоток з номінальною напругою до 1 кВ - 100 МОм, 6 кВ - 300 МОм; понад 6 кВ - 500 МОм.
Під час експлуатації значення опору ізоляції не нормується, але воно повинно враховуватися під час комплексного розгляду результатів усіх вимірювань ізоляції та порівнюватися з раніше одержаними параметрами.
Вимірювання проводиться мегаомметром на напругу 2500 В за схемами, наведеними в таблиці 3 додатка 2 до цих Правил.
Вимірювання опору ізоляції обмоток рекомендується виконувати за температури ізоляції: для трансформаторів на напругу 110 кВ - 150 кВ - не нижчої ніж 10°С, а для трансформаторів на напругу до 35 кВ - за температури не нижчої ніж 5°С.
Методика перерахунку R60, виміряного після капітального ремонту, за температури t1 до значення R60, виміряного під час приймально-здавальних випробувань за температури t2, наведена в додатку Д СОУ-Н ЕЕ 20.302
б) ярмових балок, пресувальних кілець і доступних стяжних шпильок
К, П
Опір ізоляції має бути не меншим ніж 0,5 МОм
Вимірювання проводиться за необхідності, у разі огляду або ремонту активної частини, мегаомметром на напругу 1000 В або 2500 В
4. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат
К,М
Для трансформаторів, які вводяться в експлуатацію після капітального ремонту, отримані значення tg ізоляції, з урахуванням впливу tgd масла, не повинні відрізнятися більше ніж на 50 % від значень, отриманих під час приймально-здавальних випробувань або паспортних даних.
Значення tg, які виміряні за температури ізоляції 20°С та вище, менші ніж 1%, вважають задовільними (без порівняння з паспортними).
Під час експлуатації значення tg не нормується, але його необхідно враховувати під час комплексного розгляду результатів усіх вимірювань ізоляції і порівнювати із раніше одержаними
Під час експлуатації вимірювання tg проводять в трансформаторах на напругу 110 кВ і вище. Вимірювання проводиться за схемами, наведеними в таблиці 3 додатка 2 до цих Правил.
Вимірювання tg рекомендується виконувати за температури ізоляції не нижчої ніж 10°С.
Методика перерахунку tg, виміряного після капітального ремонту за температури t1, до значення tg, виміряного під час приймально-здавальних випробувань за температури t2,наведена в додатку Д СОУ-Н ЕЕ 20.304:2009
5. Випробування ізоляції підвищеною прикладеною напругою частоти 50 Гц

Під час ремонту з повною заміною обмоток усіх типів трансформаторів випробування підвищеною напругою обов’язкове. Значення випробної напруги повинно дорівнювати встановленому підприємством-виробником.
Під час ремонту з частковою заміною ізоляції або під час реконструкції значення випробної напруги повинно дорівнювати 0,9 від встановленого підприємством-виробником. Випробування ізоляції обмоток під час експлуатації проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника.
Тривалість прикладення випробної напруги - 1 хв.
Під час капітальних ремонтів без заміни обмоток та ізоляції випробування ізоляції обмоток разом із вводами маслонаповнених трансформаторів не обов’язкове.
Випробування ізоляції сухих трансформаторів проводиться обов’язково. Значення випробної напруги приймається згідно з даними таблиці 5 додатка 2 до цих Правил
6. Вимірювання опору обмоток постійному струму
К, М
Допускається відхилення виміряного значення опору обмоток трифазних трансформаторів в межах 2%, а для однофазних трансформаторів - не більше ніж 5% від значення опору, отриманого на відповідних відгалуженнях інших фаз, або паспортних значень опору за однакових температур, якщо немає особливих вказівок підприємства-виробника
Вимірювання проводиться на всіх відгалуженнях, якщо в паспорті підприємства-виробника немає інших вказівок
7. Перевірка коефіцієнта трансформації
К
Допускається відхилення виміряного значення в межах 2% від значень, отриманих на відповідних відгалуженнях інших фаз, або від вихідних даних. Крім того, для трансформаторів з РПН різниця коефіцієнтів трансформації не повинна бути більшою від значення ступеня регулювання
Перевірка проводиться на всіх відгалуженнях перемикального пристрою
8. Перевірка групи з'єднань обмоток трифазних трансформаторів і полярності виводів однофазних трансформаторів
К
Група з’єднань повинна відповідати зазначеній в паспорті трансформатора, а полярність виводів - позначенням на кришці трансформатора
Перевірка проводиться під час ремонту з частковою або повною заміною обмоток
9. Вимірювання значення сили струму і втрат неробочого ходу (НХ) за зниженої напруги
К
В експлуатації значення втрат НХ не нормується.
Силу струму НХ вимірюють за зниженої напруги. Значення сили струму НХ не нормується.
Вимірювання проводяться у трансформаторах потужністю 1000 кВА і більше
Вимірювання під час експлуатації проводять під час комплексних випробувань трансформатора.
Значення сили струму і втрат НХ вимірюють за схемами, за якими їх вимірювали на підприємстві-виробнику
10. Перевірка роботи перемикальних пристроїв типів РПН і ПБЗ
К, П
Контроль справності перемикальних пристроїв проводять згідно з типовими інструкціями або інструкціями підприємства-виробника

11. Випробування бака на щільність
К
Після монтажу та ремонту трансформаторів випробування баків на щільність проводять тиском згідно з ГОСТ 3484.5-88, інструкціями підприємства-виробника та керівними документами на ремонт трансформаторів. Трансформатори без розширника і герметизовані на маслощільність не випробуються
Випробування проводиться тиском стовпа масла, висота якого над рівнем заповненого розширника приймається 0,6 м; для баків хвилястих і з пластинчатими радіаторами - 0,3 м. Тривалість випробування - не менше ніж 3 годин за температури масла не нижче ніж 10°C
12. Перевірка пристроїв охолодження
К
Пристрої охолодження повинні бути справними і відповідати вимогам інструкцій підприємства-виробника
Перевірка проводиться відповідно до типових інструкцій і інструкцій підприємства-виробника
13. Перевірка засобів захисту масла від впливу навколишнього середовища
К, М
Перевірку повітроосушувача, установок азотного і плівкового захистів масла, термосифонного або абсорбційного фільтра під час капітального ремонту проводять згідно з інструкціями підприємства-виробника
Індикаторний силікагель повинен мати рівномірне блакитне забарвлення зерен. Зміна кольору зерен силікагелю на рожевий свідчить про його зволоження
14. Фазування трансформаторів
К
Чергування фаз повинно збігатися
Фазування проводиться після капітального ремонту, а також після змін у первинних колах
15. Випробування трансформаторного масла:

а) з бака трансформатора
К, П, М
Масло випробується за показниками, наведеними в пунктах 1-5 таблиці 6 додатка 2 до цих Правил. Вимірювання tg масла проводиться у трансформаторах, які мають підвищене значення tg ізоляції. Масло з трансформаторів з плівковим захистом повинно додатково випробуватися: за показниками, наведеними в пунктах 7 та 8 таблиці 6 додатка 2 до цих Правил, з азотним захистом - за показниками таблиці 6 додатка 2 до цих Правил
Випробування проводяться:
після капітальних ремонтів трансформаторів;
у силових трансформаторів потужністю більше 630 кВА на н