Spis treści 1. Informacje ogólne... 6 1.1. Przeznaczenie instrukcji... 6 1.2. Przedmiot instrukcji... 6 1.3. Transformatory nie objęte instrukcją... 6 1.4. Określenia... 6 1.5. Dokumenty związane... 6 2. Wymagania dotyczące dokumentacji technicznej i eksploatacyjnej... 7 2.1. Dokumenty wymagane od wytwórcy... 7 2.2. Dokumenty wymagane po zakończeniu montażu, przeglądu lub remontu.. 7 3. Transformatory rezerwowe... 8 3.1. Uwagi ogólne... 8 3.2. Zakres zabiegów konserwacyjnych i badań... 8 3.2.1 Zakres zabiegów konserwacyjnych transformatora kompletnie zmontowanego... 8 3.2.2 Zakres badań i pomiarów... 9 3.2.3 Zabiegi konserwacyjne elementów wyposażenia... 9 3.3. Ewidencja nieczynnych transformatorów... 9 3.4. Części zapasowe do transformatorów... 9 3.5. Magazynowanie części zapasowych... 10 3.6. Ewidencja części zapasowych... 10 4. Załączenie transformatora... 10 4.1. Pierwsze włączenie transformatora do sieci.... 10 4.1.1. Czynności przed włączeniem transformatora do sieci.... 11 4.1.2. Uruchomienie i sprawdzenie pracy urządzeń chłodzących... 11 4.1.3. Załączenie pod napięcie i ruch próbny... 12 4.1.4. Załączanie i wyłączanie transformatora podczas jego eksploatacji... 13 5. Badania techniczne transformatorów i dławików... 13 5.1. Rodzaje badań technicznych... 13 5.1.1. Badania odbiorcze nowych transformatorów w zakładach wytwórczych..13 5.1.2. Badania pomontażowe transformatorów... 13 5.1.3. Badania okresowe... 14 5.1.4. Badania poawaryjne transformatorów... 29 5.1.5. Badania odbiorcze transformatorów remontowanych... 30 5.2. Metody badań technicznych transformatorów i kryteria oceny... 30 5.2.1. Oględziny zewnętrzne... 30 3
5.2.2. Sprawdzenie przekładni i grupy połączeń... 31 5.2.3. Pomiar rezystancji uzwojeń... 31 5.2.4. Pomiar prądów magnesujących... 31 5.2.5. Sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów.. 32 5.2.6. Badanie wskaźników izolacji: rezystancji i współczynnika strat dielektrycznych tg... 34 5.2.7. Pomiar napięcia powrotnego (RVM)... 35 5.2.8. Pomiar współczynnika dyspersji dielektrycznej C 2 /C 50... 36 5.2.9. Badania oleju... 36 5.2.10. Pomiar wyładowań niezupełnych... 37 5.2.11. Analiza wibroakustyczna drgań kadzi... 37 6. Gospodarka i eksploatacja oleju transformatorowego... 38 6.1. Pobieranie próbek oleju... 38 6.2. Uzdatnianie oleju... 38 6.3. Wymiana i uzupełnianie oleju w transformatorach eksploatowanych... 39 6.4. Badania oleju w transformatorze nowym oddawanym do eksploatacji (po montażu) oraz w transformatorze eksploatowanym... 40 7. Obciążalność i przeciążanie transformatorów... 42 7.1. Informacje ogólne... 42 7.2. Zasady przeciążania transformatorów... 43 8. Eksploatacja transformatorów ze zdalnym nadzorem... 45 8.1. Informacje ogólne... 46 8.2. Struktura i funkcje systemu diagnostyki i monitoringu... 46 9. Postępowanie w czasie zakłóceń w pracy, uszkodzeń i pożaru... 48 9.1. Postępowanie w przypadkach zakłóceń nie powodujących samoczynnego wyłączenia transformatora... 48 9.1.1.Sygnalizacja działania I stopnia przekaźnika Buchholza gazowoprzepływowego... 48 9.1.2.Sygnalizacja wzrostu prądu transformatora po stronie GN... 49 9.1.3.Sygnalizacja wzrostu temperatury oleju... 49 9.1.4.Sygnalizacja niskiego poziomu oleju w konserwatorze transformatora.50 9.1.5. Sygnalizacja zadziałania zaworu odcinającego (SERGI)... 50 9.1.6. Sygnalizacja braku przepływu oleju lub pracy wentylatorów... 50 9.1.7. Sygnalizacja zaniku napięcia w układzie napędu przełącznika zaczepów... 51 9.2. Postępowanie w przypadkach samoczynnego wyłączenia transformatora 51 9.2.1. Działanie II stopnia przekaźnika Buchholza gazowo-przepływowego 52 9.2.2. Działanie przekaźnika przepływowego Buchholza podobciążeniowego przełącznika zaczepów... 53 9.2.3. Działanie zabezpieczenia różnicowego... 54 4
9.2.4. Działanie zabezpieczenia od nadmiernego wzrostu temperatury oleju.54 9.3. Postępowanie w przypadku pożaru... 55 10. Ochrona przeciwpożarowa transformatorów... 55 10.1. Informacje ogólne... 55 10.2. Ochrona przeciwpożarowa transformatorów... 55 11. Transport i montaż transformatorów... 58 11.1. Organizacja transportu... 58 11.2. Przygotowanie transformatora do transportu... 58 11.3. Transport kolejowy... 59 11.4. Transport drogowy... 59 11.5. Kontrola transformatora po transporcie i jego rozładunek... 60 11.6. Montaż transformatorów... 60 12. Demontaż transformatorów ze stanowiska... 61 12.1. Kolejność czynności przy demontażu transformatora... 61 12.2. Wymagania sprzętowe przeprowadzenia demontażu... 61 13. Przekazywanie transformatorów do rewizji, remontów, modernizacji lub złomowania.. 61 13.1. Informacje ogólne... 61 13.2. Kwalifikowanie transformatorów do rewizji, remontu, modernizacji lub złomowania.. 62 13.2.1. Likwidacja transformatorów... 63 13.2.2. Modernizacja transformatorów... 63 13.3. Wydłużanie czasu życia transformatora... 63 13.4. Czynniki ekonomiczne... 64 5
1. Informacje ogólne 1.1. Przeznaczenie instrukcji Instrukcja przeznaczona jest dla personelu prowadzącego i nadzorującego eksploatację transformatorów i dławików olejowych wyszczególnionych w rozdziale 1.2. 1.2. Przedmiot instrukcji Przedmiotem instrukcji jest organizacja prac związanych z uruchomieniem i eksploatacją transformatorów i dławików o górnym napięciu znamionowym w przedziale 220 750 kv oraz wymagania dla prowadzenia ich eksploatacji i wykonawstwa. W dalszych punktach instrukcji,określenia transformator lub jednostka dotyczą również dławików olejowych. 1.3. Transformatory nie objęte instrukcją Instrukcja nie obejmuje transformatorów specjalnych, oraz transformatorów o mocy niższej od 100 MVA i o napięciu 110 kv i poniżej. 1.4. Określenia Określenia używane w niniejszej instrukcji są zdefiniowane w rozdziale 2.4. części ogólnej Instrukcji. 1.5. Dokumenty związane [1] Diagnostyka stanu technicznego transformatorów. Zasady badań i kryteria oceny. Energopomiar Gliwice 1983 [2] PN-EN 60076-1 Transformatory. Wymagania ogólne. [3] PN-EN 60076-2 Transformatory. Przyrosty Temperatur, kwiecień 2001. [4] PN EN 60076-3 Transformatory. Poziomy izolacji, próby wytrzymałości elektrycznej i zewnętrzne odstępy izolacyjne w powietrzu. [5] PN-EN 60076-5 Transformatory. Wytrzymałość zwarciowa. [6] PN-IEC 60076-8 Transformatory. Przewodnik stosowania. [7] PN-EN 60076-10 Transformatory Część 10, Wyznaczanie poziomów dźwięku sierpień 2002. [8] PN-IEC 60354 1999 Przewodnik obciążenia transformatorów olejowych. [9] PN-EN 60551:2000 Wyznaczanie poziomów dźwięku transformatorów i dławików. [10] PN-IEC 815:1998 Wytyczne doboru izolatorów do warunków zabrudzeniowych. [11] PN 60137:2000 Izolatory przepustowe na napięcie przemienne powyżej 1kV. [12] IEC 60044-1 Instrument transformers. Part. 1 Current transformers. [13] PN-EN 60214 :2001 Transformatory. Podobciążeniowe przełączniki 6
zaczepów [14] PN-EN 60296:2005 Płyny do zastosowań elektrotechnicznych Świeże mineralne oleje izolacyjne do transformatorów I aparatury łączeniowej. [15] PN-IEC 60542+A1:1997 Transformatory, Przewodnik stosowania obciążeniowych przełączników zaczepów [16] IEC 60551 Determination of transformer and reactor sound level. [17] PN-EN 60567:2002 Wytyczne do pobierania próbek gazu i oleju z urządzeń elektrycznych olejowych oraz analizy gazów wolnych I rozpuszczonych [18] PN-EN 60599:2002 Urządzenia elektryczne izolowane olejami mineralnymi w eksploatacji, Wytyczne interpretowania analizy gazów wolnych i rozpuszczonych [19] PN-81/E-04070/03 Transformatory. Metody badań. Pomiar wskaźników izolacji. [20] PN-IEC76-2:1998 Transformatory. Przyrosty temperatury. [21] PN-IEC997 Oznaczenie zawartości polichlorowanych bifenyli (PCB) w olejach elektroizolacyjnych metodą chromatografii gazowej (GC) [22] IEC 1181: 1993-05 Impregnated insulating materials Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment [23] IEC 60422:2005-10 Mineral insulating oils in electrical equipment- Supervision and maintenance guidance 2. Wymagania dotyczące dokumentacji technicznej i eksploatacyjnej 2.1. Dokumenty wymagane od wytwórcy Dokumentacja techniczna dostarczana przez wytwórcę transformatora zawiera: a) kartę prób fabrycznych transformatora, b) atesty elementów wyposażenia transformatora, c) dokumentację techniczno ruchową transformatora, d) instrukcję obsługi szafy sterowniczej, e) instrukcję obsługi systemu monitoringu, jeżeli dostarczany jest on razem z transformatorem, f) instrukcję obsługi mierników temperatury oleju, uzwojeń i gazów rozpuszczonych w oleju, g) instrukcje obsługi innych urządzeń zainstalowanych w transformatorze oraz szafie sterowniczej w tym również szafy napędu przełącznika. h) schematy szafy sterowniczej, obwodów zabezpieczeń i systemu monitoringu. 2.2. Dokumenty wymagane po zakończeniu montażu, przeglądu lub remontu Dokumentacja po wykonaniu montażu, przeglądu, remontu transformatora, stanowiąca element jego dokumentacji eksploatacyjnej zawiera: i) protokóły z badań pomontażowych, j) protokół z zakończenia montażu i sprawdzenia elementów sterowania i kontroli, k) oświadczenie wykonawcy montażu o gotowości transformatora do podania napięcia. Wyniki pomiarów zawarte w karcie prób fabrycznych z rozdziału 2.1. oraz z badań 7
pomontażowych należy rejestrować w systemie AM. 3. Transformatory rezerwowe 3.1. Uwagi ogólne Transformatory rezerwowe dzielą się na dwie grupy: a) transformatory z rezerwy ruchowej. b) transformatory z rezerwy magazynowej. Transformatory z rezerwy ruchowej powinny być magazynowane w stanie kompletnie zmontowanym. Transformatory z tej grupy podlegają badaniom jak transformatory z eksploatacji. Transformatory z rezerwy magazynowej mogą być przechowywane w stanie częściowo zmontowanym, przy czym transformator bez oleju (napełniony azotem) musi mieć kontrolowaną wartość nadciśnienia azotu. Nie dopuszcza się magazynowania transformatorów w azocie dłużej niż trzy miesiące. Wyniki kontroli nadciśnienia azotu powinny być notowane w książce eksploatacji stacji, w której jest magazynowana. Transformator napełniony olejem powinien być poddawany oględzinom w ramach wykonywanych oględzin stacji. W przypadku wystąpienia przecieków oleju należy je zlikwidować. Transformator może być magazynowany przez trzy miesiące od chwili dostawy. Dłuższe magazynowanie wymaga zainstalowania konserwatora wyposażonego w membranę lub worek. Transformatory z rezerwy podlegają okresowej kontroli w celu sprawdzenia ich stanu technicznego. Wyposażenie transformatorów z rezerwy magazynowej należy przechowywać zgodnie z wymaganiami podanymi w fabrycznych DTR. 3.2. Zakres zabiegów konserwacyjnych i badań Zakres zabiegów konserwacyjnych i badań uzależniony jest od stopnia zaawansowania montażu. Rozróżnia się transformatory kompletnie i częściowo zmontowane. Transformatory kompletnie zmontowane należy konserwować jak transformatory znajdujące się w ruchu. Transformatory częściowo zmontowane w celu dostosowania do wymogów transportowych, wymagają przeprowadzenia zabiegów konserwacyjnych odrębnie - kadzi i elementów wyposażenia 3.2.1 Zakres zabiegów konserwacyjnych transformatora kompletnie zmontowanego Zakres zabiegów konserwacyjnych transformatora kompletnie zmontowanego obejmuje: a) kontrolę pracy wszystkich chłodnic i ew. ich zanieczyszczenia zewnętrznego oraz sprawdzenie stanu wentylatorów układu chłodzenia. b) sprawdzenie ewentualnego występowania usterek zewnętrznych takich jak wycieki oleju i ślady korozji, 8
c) sprawdzenie stanu silikażelu. W przypadku stwierdzenia odbarwienia w 2/3 wysokości pojemnika - silikażel należy wymienić 3.2.2 Zakres badań i pomiarów Zakres badań i pomiarów obejmuje: a) oględziny transformatora, które należy przeprowadzać w ramach oględzin stacji nie rzadziej niż raz na dwa lata b) badania stanu izolacji uzwojeń (jeśli są zamontowane izolatory przepustowe) nie rzadziej niż co dwa lata c) badana właściwości izolacyjnych oleju wykonywane nie rzadziej niż 2 lata 3.2.3 Zabiegi konserwacyjne elementów wyposażenia Zakres zabiegów konserwacyjnych elementów wyposażenia obejmuje: a) chłodnice oraz radiatory, które powinny być wypełnione olejem w ilości 2/3 całkowitej objętości. b) izolatory które muszą być zabezpieczone przed zawilgoceniem i przechowywane w suchych pomieszczeniach oraz dodatkowo opakowane c) elementy nie pokryte lakierem (tabliczki znamionowe, schematowe i informacyjne oraz elementy metalowe izolatorów przepustowych) należy pokryć smarem ochronnym 3.3. Ewidencja nieczynnych transformatorów Każdy nieczynny transformator powinien mieć prowadzoną dokumentację techniczną i eksploatacyjną tak jak transformator znajdujący się w ruchu. Powinna ona zawierać: a) podstawowe dane techniczne (najlepiej kartę prób fabrycznych), b) historię pracy transformatora, zawierającą ważniejsze zabiegi oraz remonty, c) szczegółowe dane techniczne urządzeń zewnętrznych, d) wyniki pomiarów stanu izolacji uzwojeń oraz oleju. Badania i diagnostykę należy prowadzić tak jak dla transformatorów znajdujących się w ruchu. 3.4. Części zapasowe do transformatorów Części zapasowe dla eksploatowanych transformatorów powinny być zapewnione przez Operatora Systemu Przesyłowego i podmiot świadczący usługi. Operator Systemu Przesyłowego zapewnia dostawę: a) izolatorów b) chłodnic c) podobciążeniowych przełączników zaczepów d) innych elementów wyposażenia, uzgodnionych z placówką usługową. Podmiot świadczący usługi zapewnia: a) sprężyny, styki główne i pomocnicze oraz elementy napędu podobciążeniowych przełączników zaczepów, b) typowe uszczelki oraz materiał na uszczelki, c) wentylatory, pompy oleju, 9
d) odwilżacze, silikażel, e) zawory, f) termometry, manometry, olejowskazy, itp. Obowiązek zapewnienia części zapasowych wynikać powinien z zawartych umów na świadczenie w/w usług. 3.5. Magazynowanie części zapasowych W przypadku przechowywania części zapasowych na terenie obiektów stacyjnych, prawidłowe ich magazynowanie jest podstawowym warunkiem utrzymania należytego stanu technicznego. Wymaga to zapewnienia suchych pomieszczeń. Ewentualne przeglądy części zapasowych powinny być przeprowadzane zgodnie z fabrycznymi instrukcjami. 3.6. Ewidencja części zapasowych Ewidencja części zapasowych musi zawierać szczegółowe dane identyfikacyjne. Obok podstawowych parametrów elektrycznych (napięcie, prąd) niezbędne jest podawanie wymiarów konstrukcyjnych. Odnosi się to szczególnie do izolatorów przepustowych w przypadku których, obok danych dotyczących części czynnych (długości, średnic), istotne są dane dotyczące elementów mocujących (np. rozstaw otworów na śruby łączące). Wynika to z dużej różnorodności stosowanych izolatorów, a także częstych (choć drobnych) zmian wprowadzanych przez tego samego wytwórcę. Osobną grupę części zapasowych stanowią przydatne elementy transformatorów złomowanych. Ich wartość polega na tym, że pochodzą najczęściej z jednostek o długim okresie eksploatacji, a więc już nie produkowanych. Odzyskane z nich części mogą być użyte jako zamienniki w analogicznych transformatorach. Części te należy magazynować i ewidencjonować w sposób identyczny jak nowe części zapasowe. Ewidencję części zapasowych prowadzi podmiot świadczący usługi logistyczne; należy prowadzić dokumentację w formie fotograficznej (zdjęć cyfrowych) 4. Załączenie transformatora 4.1. Pierwsze włączenie transformatora do sieci. Pierwsze włączenie transformatora do sieci powinno odbywać się komisyjnie na podstawie programu zatwierdzonego przez jednostkę zarządzającą strategicznym majątkiem sieci przesyłowej oraz, na życzenie, odpowiednio wytwórcy lub zakładu remontowego - w obecności przedstawiciela w/w przedsiębiorstw. Procedura włączania transformatora powinna uwzględniać zalecenia zamieszczone w DTR transformatora. 10
4.1.1. Czynności przed włączeniem transformatora do sieci. Przed pierwszym włączeniem do sieci transformatora nowego, po remoncie względnie z rezerwy magazynowej do sieci należy: a) sprawdzić zgodność tabliczki znamionowej z protokołem prób fabrycznych, b) potwierdzić zakończenie montażu transformatora i wszystkich urządzeń z nim związanych, c) sprawdzić poprawność montażu transformatora, d) sprawdzić wyniki badań pomontażowych. e) sprawdzić wyniki pomiarów kontrolnych urządzeń zabezpieczających, pomiarowych i sterowniczych związanych z transformatorem, f) sprawdzić uziemienie transformatora, g) dokonać odpowietrzenia transformatora (izolatory przepustowe, przekaźniki Buchholza gazowo-przepływowe i przepływowe, przełącznik zaczepów), h) wykonać próby działania napędu podobciążeniowego przełącznika zaczepów, najpierw ręcznie a następnie automatycznie z nastawni i szafy sterowniczej. Próby przeprowadzić w całym zakresie regulacji zwracając uwagę na zgodność odwzorowania pozycji w głowicy i napędzie oraz prawidłowość funkcjonowania blokad w skrajnych położeniach, i) sprawdzić działanie wentylatorów oraz pomp olejowych zwracając uwagę na właściwy kierunek obrotów, j) sprawdzić działanie termometrów, k) przeprowadzić kontrolny pomiar rezystancji izolacji transformatora łącznie z kablami i szynami lecz przy odłączonych punktach gwiazdowych i przekładnikach napięciowych celem upewnienia się, że w układzie nie ma zwarć z ziemią; dokładność pomiaru w tym przypadku nie ma istotnego znaczenia, l) przeprowadzić próby funkcjonalne układów sterowania, sygnalizacji rejestracji zakłóceń oraz zabezpieczeń transformatora w zakresie: obwodów prądowych z zabezpieczeniami różnicowymi i nadprądowymi, obwodów pomiaru i sygnalizacji temperatury, obwodów przekaźników Buchholza gazowo przepływowych i przepływowych, obwodów sygnalizacji poziomu oleju, obwodów sygnalizacji położenia zaworów bezpieczeństwa, obwodu sygnalizacji położenia zaworu odcinającego, zabezpieczeń przeciwpożarowych. m) przeprowadzić próby działania układów sterowania, sygnalizacji aparatury łączeniowej w stacji w polach transformatora. 4.1.2. Uruchomienie i sprawdzenie pracy urządzeń chłodzących Sprawdzenie urządzeń chłodzących należy wykonać przed podaniem napięcia na transformator. Załączenie układu chłodzenia odbywa się automatycznie lub ręcznie. Przygotowanie układu chłodzenia do jego załączenia obejmuje: a) sprawdzenie otwarcia wszystkich zaworów i zastawek, b) odpowietrzenie układu chłodzenia wraz z rurami układu chłodzenia, c) ręczne załączenie kolejno wszystkich grup układu chłodzenia i pomp, d) sprawdzenie kolejno wszystkich pomp i wentylatorów 11
(właściwy kierunek obrotów, brak szumów hydraulicznych), e) załączenie kolejno wszystkich pomp i wentylatorów. Podczas łączenia należy zwrócić uwagę na kierunek wirowania pomp i wentylatorów, a także na prawidłowość działania wskaźników przepływu oleju. Powtórzyć próbę łączenia kilkakrotnie, f) przeprowadzenie próby zdalnego uruchomienia grup układu chłodzenia, np. z nastawni, g) przeprowadzenie próby uruchomienia grup układu chłodzenia poprzez symulację nastawień urządzeń sterujących układem chłodzenia, h) nastawienie odpowiednich wartości temperatur w urządzeniu sterującym poszczególnymi grupami układu chłodzenia wg zaleceń producenta transformatora, i) ustawienie sygnalizacji zabezpieczeń przed nadmiernym wzrostem temperatury oleju oraz temperatury uzwojeń (tam gdzie takie zabezpieczenia zastosowano) w transformatorze wg zaleceń producenta, j) przeprowadzenie ruchu próbnego pomp i wentylatorów zgodnie z DTR, k) przed załączeniem transformatora uruchomienie pomp na okres 1 2 godzin. 4.1.3. Załączenie pod napięcie i ruch próbny Po zakończeniu, z wynikiem pozytywnym, prac przygotowawczych wykonanych wg p. 4.1.1. 4.1.2. można przystąpić do włączenia transformatora pod napięcie. Pierwsze załączenie transformatora powinno odbywać się zgodnie z zatwierdzonym programem uruchomienia. Jeżeli nie uzgodniono inaczej z wytwórcą, prace związane z załączeniem pod napięcie i ruchem próbnym powinny przebiegać następująco: a) dwukrotnie załączyć transformator w stanie jałowym. Podczas próbnego załączania transformatora zabrania się przebywania ludzi w jego pobliżu. b) Po każdym załączeniu należy wykonać oględziny zewnętrzne i osłuchiwać transformator przy wyłączonych wentylatorach, ale pracujących pompach (dla transformatorów wyposażonych w pompy) co najmniej I grupy. c) Przeprowadzić próbę stanu jałowego przy podwyższonym napięciu do 1,1U n w czasie 1 2 godzin. Transformator należy osłuchiwać w czasie próby. d) Przeprowadzić próby działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów zakresie możliwym zakresie regulacji. W czasie tej próby napięcie na zaciskach transformatora na dowolnym uzwojeniu nie może przekroczyć 1,1 U n. e) Transformator poddać ruchowi próbnemu pod obciążeniem w czasie 36 godzin o ile wytwórca transformatora nie wymaga inaczej e) Podczas ruchu próbnego należy: - dokonywać częstych oględzin transformatora (nie rzadziej niż co 2 godziny), - rejestrować temperatury oleju, wskazania urządzeń sygnalizacji i sterowania zainstalowanych na transformatorze i w szafie sterowniczej oraz obserwować pracę elementów układu chłodzenia, - wykonać próby działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów w możliwym zakresie regulacji (napięcie na zaciskach transformatora na dowolnym uzwojeniu nie może przekroczyć 1,1 U n ). 12
f) Po zakończeniu ruchu próbnego z wynikiem pozytywnym transformator przekazać do eksploatacji. 4.1.4. Załączanie i wyłączanie transformatora podczas jego eksploatacji Transformator można włączyć do sieci bez poddawania go badaniom kontrolnym jeżeli przerwa w jego pracy nie była dłuższa niż sześć tygodni oraz podczas przerwy nie wykonywano żadnych prac mogących mieć wpływ na pogorszenie się jego stanu technicznego. Każda dłuższa przerwa w pracy lub wykonanie w trakcie przerwy (bez względu na długość jej trwania), czynności mogących spowodować pogorszenie się stanu technicznego transformatora wymaga przeprowadzenia oględzin i wykonania badań kontrolnych przed włączeniem transformatora do sieci. 5. Badania techniczne transformatorów i dławików 5.1. Rodzaje badań technicznych Ze względu na miejsce i czas wykonywania rozróżnia się badania: a) odbiorcze wykonywane na nowych transformatorach w zakładach wytwórczych, b) pomontażowe wykonywane w miejscu ich zainstalowania, c) okresowe wykonywane okresowo w eksploatacji, d) poawaryjne wykonywane na transformatorach po awarii, e) kontrolne nie wymienione w punktach (a d). 5.1.1 Badania odbiorcze nowych transformatorów w zakładach wytwórczych Zakres badań obejmuje pomiary określone normami przytoczonymi w kontrakcie oraz wymaganiami dodatkowymi ustalonymi pomiędzy wytwórcą transformatora i zamawiającym. Zakres badań oleju pobranego przy próbie odbiorczej transformatora u producenta podano w normie IEC 1181:11993 Wymagania dotyczące wyników badań są przedmiotem uzgodnień pomiędzy dostawca i odbiorcą. Zaleca się wykonywanie badań odpowiedzi częstotliwościowej uzwojeń (SFRA). Wyniki tych badań stanowią punkt odniesienia do późniejszych pomiarów stanu mechanicznego uzwojeń po transporcie jednostki na miejsce zainstalowania oraz w czasie eksploatacji. 5.1.2 Badania pomontażowe transformatorów Badania pomontażowe wykonywane są na wszystkich transformatorach po ich montażu na stanowisku pracy. Celem tych badań jest stwierdzenie gotowości transformatora do eksploatacji po jego magazynowaniu i transporcie oraz - po wykonanych pracach montażowych, Zakres pomiarów i prób pomontażowych powinien obejmować: 13
a) oględziny zewnętrzne, b) pomiar przekładni i sprawdzenie grupy połączeń, c) pomiar rezystancji uzwojeń, d) sprawdzenie przełącznika zaczepów, e) pomiar rezystancji izolacji uzwojeń, f) pomiar pojemności izolacji uzwojeń i współczynnika strat dielektrycznych, g) pomiar prądów magnesujących, h) pomiar stanu mechanicznego uzwojeń metodą analizy odpowiedzi częstotliwościowej SFRA, i) badanie oleju tj.: sprawdzenie jego właściwości fizyko-chemicznych i elektrycznych, analiza gazów rozpuszczonych w oleju oraz pomiar związków furanu. Uwaga: Wyniki badania oleju stanowią punkt odniesienia do późniejszych badań eksploatacyjnych; odcisk palca ( ang. finger print ). j) pomiar pojemności i współczynnika strat dielektrycznych izolatorów przepustowych, k) pomiar rezystancji izolacji rdzenia, l) sprawdzenie ochrony przeciwporażeniowej szaf sterowniczych, m) sprawdzenie wyposażenia, n) sprawdzenie odpowietrzenia transformatora, o) sprawdzenie przekładników prądowych, p) sprawdzenie poprawności przesyłu sygnałów z transformatora. 5.1.3. Badania okresowe Celem badań okresowych jest kontrola stanu technicznego transformatorów w eksploatacji w celu określenia ich przydatności do dalszej eksploatacji. Program badań jest zróżnicowany przez tzw. diagnostykę trójstopniową, polegającą na wykorzystaniu głównie metod badań diagnostycznych niewymagających wyłączenia transformatora z sieci, a umożliwiających wykrycie jego uszkodzeń wewnętrznych we wczesnych fazach rozwoju. Program badań okresowych transformatorów wyróżnia: Stopień I - badania podstawowe. Wykonywane są co rok. Oparte są głównie na badaniach niewymagających wyłączenia transformatora z sieci. Stopień II - badania specjalistyczne. Ich wykonanie przewiduje się jedynie w przypadku negatywnych wyników badań stopnia I lub występowania anomalii w eksploatacji. Program badań ustala się indywidualnie w zależności od potrzeb. Oparty jest zarówno na badaniach niewymagających wyłączenia transformatora z sieci, jak i wykonywanych po jego wyłączeniu. Stopień III - badania okresowe. Ich celem jest wykrycie wszystkich zagrożeń transformatorów, zwłaszcza wad ukrytych, które nie zostały ujawnione podczas badań stopnia I. Badania te wykonuje się na wyłączonym z pracy transformatorze co osiem lat. Zakres pomiarów i badań okresowych transformatorów oraz wymagania techniczne i terminy wykonania umieszczono w tabeli 5.1. A/ Badanie odnoszące się do transformatorów produkowanych do 2004 r włącznie 14
Tabela 5.1. Zakres pomiarów i badań okresowych oraz przyjęte wymagania techniczne STOPIEŃ I Badania podstawowe - wykonywane bez wyłączenia transformatora z sieci: Termin Rodzaj pomiarów Wymagania techniczne wykonania i badań okresowych Oględziny zewnętrzne Badanie właściwości oleju: Wygląd Analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) temperatura zapłonu zawartość wody określona met. K. Fischera ( mg H2O /kg oleju ] ( skorygowana do równoważnej wartości przy 20 o C) 1/ napięcie przebicia liczba kwasowa współczynnik strat dielektrycznych tg temp. 50 0 C w rezystywność w temp. 50 0 C napięcie powierzchniowe poprawny stan transformatora i osprzętu; klarowny, brak wody wydzielonej i stałych ciał obcych; - patrz tabela 5.2... powyżej 130 0 C; niższa od 30 ppm dla transformatorów na napięcie 400 kv oraz niższa od 35 ppm dla pozostałych; powyżej 50 kv dla transformatorów na napięcie 400 kv i powyżej 45 kv dla pozostałych przy odchyleniu standardowym mniejszym niż 20 %; mniejsza niż 0,15 mgkoh/g; poniżej 0,06 dla transformatorów na napięcie 400 kv i poniżej 0,08 dla pozostałych; powyżej 5x10 10 m dla transformatorów na napięcie 400 kv i powyżej 1x10 10 m dla pozostałych; powyżej 22 mn/m dla transformatorów na napięcie 400 kv i powyżej 20 mn/m dla pozostałych. Co najmniej raz w roku Wymagana zgodność z tabelą DGA ( 5.2) Dla transformatorów wyposażonych w stały monitoring wodoru i wody dopuszcza się badanie oleju co dwa lata 15
1/ Gdy olej pobierany jest z nagrzanego transformatora, przy temperaturze 40 60 o C to zmierzona zawartość wody rozpuszczonej w mg/kg powinna być skorygowana zanim będzie porównywana z podaną w tablicy. Korygować należy posługując się wzorem W 20stC = f x w ts gdzie : f = 2,24 exp ( -0,4 ts), W 20stC koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy 20 o C f współczynnik korelacyjny w ts koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy temperaturze ts górnej warstwy oleju w kadzi transformatora podczas pobierania próbki Uwaga : Należy uwzględnić sugestie podawane przez wdrożone oprogramowanie diagnostyczne STOPIEŃ II Badania specjalistyczne Rodzaj pomiarów i badań okresowych Wymagania techniczne 1. Wykonywane bez wyłączenia transformatora z sieci Pomiar wyładowań niezupełnych metodą akustyczną; Analiza wibroakustyczna; Badania termowizyjne; Badania zawartości związków furanu poziom wyładowań poniżej 3000 pc, lokalizacja miejsca występowania; brak składowych drgań świadczących o uszkodzeniu rdzenia; brak anomalii temperaturowych mogących wpłynąć na niezawodność eksploatacyjną; zawartość związków furanu rozpuszczonych w oleju nie wskazująca na nadmierny rozkład izolacji papierowej 2. Wykonywane na wyłączonym transformatorze: Termin wykonania Uwagi Wykonywane w przypadku negatywnych wyników badań podstawowych dla wyjaśnienia stwierdzonych anomalii. Zakres badań i pomiarów oraz ich terminy ustala się indywidualnie. 16
Badanie podobciążeniowego przełącznika zaczepów; Badanie stanu mechanicznego uzwojeń; Badania i pomiary bezpośrednie np. RVM lub C 2/ C 50 na podstawie komputerowej rejestracji i analizy procesu przełączania; brak przebiegów świadczących o mechanicznym odkształceniu uzwojeń; zakres pomiarów wg potrzeb. Badania podobciążeniowego przełącznika zaczepów (jeżeli instrukcje producentów nie stanowią inaczej)co 3 lata lub 15 tys. przełączeń STOPIEŃ III Badania okresowe Rodzaj pomiarów i badań okresowych. Pomiar rezystancji izolacji; Pomiar współczynnika stratności tg uzwojeń; Pomiar pojemności i współczynnika stratności izolatorów przepustowych; Pomiar rezystancji uzwojeń; Pomiar prądów magnesujących Pomiar rezystancji izolacji rdzenia i belek Wymagania techniczne rezystancja izolacji przy temperaturze 30 0 C powinna w układzie doziemnym być wyższa niż (1/C)x1000 M a między uzwojeniami nie mniejsza niż (5/C)x1000 M gdzie C - pojemność układu w nf; poniżej 0,05 dla transformatorów na napięcie 400 kv i 0,08 dla pozostałych w temp. 30 0 C; <0,7% dla izolatorów z izolacją miękką; <1,5% dla izolatorów z izolacją twardą; różnice pomiędzy fazami nie więcej niż 3% od wartości średniej i 5% od wartości fabrycznych; odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu transformatora do eksploatacji. Według wymagań producenta Termin wykonania. Uwagi Co najmniej raz na 8 lat 17
B/ Analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) Tabela 5.2 Graniczne stężenie gazów w zależności od poziomu/ stanu transformatora wyrażonego sumaryczną zawartością gazów palnych Poziom/stan 1 normalny 2 ostrzegawczy 3 alarmowy 4 awaryjny Wodór H 2 Maksymalne stężenie gazów na danym poziomie[ppm] Metan CH 4 Etan C 2 H 6 Etylen C 2 H 4 Acetylen C 2 H 2 Tlenek Węgla CO Dwutl. Węgla CO 2 Suma gazów palnych 150 220 130 160 55 450 3000 1000 1000 600 170 200 75 800 5000 2500 2000 1100 210 250 100 1600 11000 5000 powyżej 2000 1100 210 250 100 1600 12000 5000 Tabela 5.3 Zalecane częstości dokonywania pomiarów DGA w zależności od poziomu sumarycznej zawartości gazów palnych(sp) oraz tempa jego narastania Poziom/stan Tempo narastania ppm/miesiąc 1 normalny SP 1000ppm 2 ostrzegawczy SP=1001-2500ppm 3 alarmowy SP=2501-5000ppm 4 awaryjny SP 5000ppm Proponowana częstość wykonywania pomiarów <30 Co dwa lata 31-100 Co rok >100 Co 6 miesięcy <30 Co dwa lata 31-100 Co rok >100 Co 6 miesięcy <30 Co 6 miesięcy 31-100 Co 6 miesięcy >100 Co 3 miesiące <30 Co 3 miesiące 31-100 Co 2 miesiące >100 Co 1miesiąc 18
Tabela 5.4 Wartości liczbowe stosunków koncentracji węglowodorów Kryteria określające temperaturę przegrzania wg IEC Publ. 60599 Stosunki gazów charakterystyczny ch Wartości liczbowe stosunków koncentracji dla temperatur (150-300) o C (300-700) o powyżej C 700 o C C 2 H 4 /C 2 H 6 < 1 1-4 > 4 dodatkowo stosowane w Energopomiarze C 3 H 6 /C 3 H 8 < 2 2-6 > 6 C 2 H 4 /C 3 H 8 < 3 3-15 > 15 C/ Badania oleju wchodzące w zakres I i II stopnia badań okresowych transformatorów dużej mocy instalowanych od 2005r włącznie ( bez wyłączania transformatora z ruchu) Poniżej przedstawiona klasyfikacja oraz wymagania dotyczące stanu oleju są zgodne z normą IEC 60422: 2005. Program badań wyróżnia następujące 3 grupy pomiarów a mianowicie : Grupa I- Badania podstawowe. Obejmują one wielkości stanowiące podstawowe wskaźniki zmian jakości oleju, jakie występują w warunkach eksploatacji. Grupa II- Badania uzupełniające. Wykonywane w przypadku potrzeby uzupełnienia zakresu informacji uzyskanych w badaniach wymienionych w grupie I ( np. negatywnego wyniku jednego z pomiarów). Grupa III- Badania dodatkowe. Wykonywane w szczególnych przypadkach, wymienionych w uwagach. 19
Tabela 5.5 Podział pomiarów i badań na poszczególne grupy Lp. Właściwość Metoda pomiaru Grupa I 1 Kolor i klarowność ISO 2049 2 Napięcie przebicia IEC 60156 3 Zawartość wody IEC 60814 4 Kwasowość IEC 62021-1 5 Współczynnik strat dielektrycznych lub IEC 60247 rezystywność 6 Zawartość inhibitora 1/ IEC 60666 Grupa II 7 Obecność osadów 2/ Zał.C IEC 60422 8 Napięcie powierzchniowe 2/ ASTM D971-99a 9 Obecność cząstek stałych (liczba) IEC 60970 Grupa III 10 Stabilność oksydacyjna 2/ IEC 61125 11 Punkt zapłonu 3/ ISO 2719 12 Kompatybilność IEC 61125 (współzgodność z innymi gatunkami oleju 4/ ) 13 Punkt krzepnięcia 5/ ISO 3016 14 Gęstość 5/ ISO 3675 15 Lepkość 5/ ISO 3104 16 Zawartość dwufenyli (PCB) 6/ IEC 61619 17 Zawartość siarki 7/ BS 2000 part 3 lub ISO 14596 1/ dotyczy tylko olejów inhibitowanych 2/ przy zaawansowanym stopniu zestarzenia oleju ( gdy liczba kwasowa Lk > 0.1 mg KOH/g), gdy zachodzi obawa wytracania się osadu 3/ gdy określona metodą DGA, suma gazów palnych rozpuszczonych w oleju przekroczy wartość graniczną 4/ gdy zachodzi konieczność dolania oleju innego gatunku i pochodzenia aniżeli znajdujący się w transformatorze 5/ w przypadku podejrzenia, iż wytrącił się osad 6/ po upływie 1 tygodnia od chwili napełnienia transformatora; po zabiegu uzdatniania oleju oraz przed jego przekazaniem do utylizacji 7/ w przypadku podejrzeń wystąpienia przegrzań miejscowych ( szczególnie w torze prądowym) o temperaturze przekraczającej 300 o C... 20
Tabela 5.6.Grupa I Badania podstawowe. Wartości graniczne i zalecane postępowanie Lp. Właściwość Wartości graniczne : Dobra Średnia Ostrzegawcza 1 Barwa i klarowność 1/ 2 Napięcie przebicia [kv] 3 Zawartość wody 2/ ( mg H2O /kg oleju ] ( skorygowana do równoważnej wartości przy 20 o C) 4 Kwasowość [ mg KOH /g oleju ] Zalecane postępowanie W zależności od Klarowny, Ciemny wyników dalszych czysty i/lub mętny badań > 60 50-60 < 50 Dobre: kontynuować Gwiazdowe, normalną kontrolę podobciążeniowe przełączniki Średnie: zwiększyć zaczepów...< 25 częstotliwość kontroli Fazowe, podobciążeniowe oraz sprawdzać przełączniki pozostałe wskaźniki..< 40 Ostrzegawcza: olej po uzdatnieniu lub ze względów ekonomicznych zaleca się wymienić. < 5 5-10 > 10 Dobra: kontynuować normalną kontrolę Średnia : Częściej mierzyć; kontrolować również pozostałe wskaźniki Ostrzegawcza: skontrolować źródło obecności wody, uzdatnić olej lub go wymienić 3/. <0,10 0,10-0,15 >0,15 Dobra: kontynuacja rutynowych badań Średnia : zwiększyć częstość badań łącznie z pomiarami tg Ostrzegawcza : olej poddać regeneracji wg wskazówek producenta lub wymienić 21
5 Współczynnik strat <0,10 0,10-0,20 >0,20 Dobry : normalna dielektrycznych, tg ð kontynuacja pomiarów przy 40 60 Hz i Średni: pomiary 90 o C częstsze wraz z pozostałymi Ostrzegawczy : regeneracja oleju lub jego wymiana, o ile proces uzdatniania nie przyniesie poprawy Odnieść do doświadczeń producenta 22
Uwagi : Ad 1/ Ciemny kolor jest symptomem zanieczyszczenia o charakterze chemicznym lub zaawansowanego starzenia, Zmętnienie wskazuje na dużą zawartość wody ad 2/ Przyczynami obniżenia napięcia przebicia mogą być : obecność dużej ilości gazów (palnych) rozpuszczonych w oleju, obecność cząstek stałych, zawilgocenie. W przypadku nieopłacalności stosowania zabiegów uzdatniania lub regeneracji olej należy wymienić. Ad 3/ Gdy olej pobierany jest z nagrzanego transformatora, przy temperaturze 40 60 o C to zmierzona zawartość wody rozpuszczonej w mg/kg powinna być skorygowana zanim będzie porównywana z podaną w tablicy. Korygować należy posługując się wzorem : W 20stC = f x w ts gdzie : f = 2,24 exp ( -0,4 ts), W 20stC koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy 20 o C f współczynnik korelacyjny w ts koncentracja wody rozpuszczonej w oleju przy temperaturze ts górnej warstwy oleju w kadzi transformatora podczas pobierania próbki Wyznaczanie współczynnika k patrz tabela 5.6.a, rys. 1. Poziom zawilgocenia izolacji celulozowej, a w szczególności izolacji zwojowej, decyduje o ilości wody rozpuszczonej w oleju. Zaleca się utrzymanie stanu zawilgocenia izolacji celulozowej na poziomie nie przekraczającym 2%, Taki poziom gwarantuje możliwość długotrwałego cyklicznego obciążenia ( wg PN- IEC 60354-1999) bez obawy wystąpienia zjawiska bąblowania pary wodnej z izolacji zwojowej w otoczeniu najgorętszego miejsca uzwojenia. Poziom 2%, ponadto, minimalizuje prawdopodobieństwo wykroplenie się wody rozpuszczonej w oleju w przypadkach nagłego schłodzenia powierzchni radiatorów oraz w przypadku gdy temperatura odstawionego transformatora do zimnej rezerwy osiągnie temperatury ujemne. Ten poziom zawilgocenia gwarantuje również spełnienie warunków dotyczących wody rozpuszczonej w oleju w zakresie zmian liczby kwasowej w przedziale 0,02 0,15 mg KOH/g. Poziom zawilgocenia izolacji celulozowej jednostek pracujących w sposób ciągły ( bez odstawiania do zimnej rezerwy) i nie narażanych na przeciążenia nie powinien przekraczać 3,5%. W takim przypadku jednak, przy wyższych wartościach liczby kwasowej oleju, może zdarzyć się, że pomimo wysokiej wartości napięcia przebicia ( spełniającej wymagania IEC-60422:2005) zawartość wody rozpuszczonej w oleju przekroczy wymagania w/w normy. W takich przypadkach, miarodajnym wskaźnikiem jakości oleju jest wartość napięcia przebicia. W wymienionym zakresie poziomów zawilgocenia izolacji celulozowej tj. 2 3,5%, obniżenie napięcia przebicia oleju i/lub duży rozrzut jego wartości mogą być spowodowane bądź obecnością aglomeratów cząstek wody tworzących się w przypadku nagłego schłodzenia powierzchni radiatorów transformatora pracującego przy obciążeniach bliskich znamionowemu; należy podkreślić, że w ten sposób powstałe aglomeraty H 2 O nie powodują na ogół zmętnienia oleju i nie są widoczne gołym okiem. Poprawę jakości oleju, w którym wystąpiły w/w zjawiska można uzyskać uzdatniając olej metodą obiegową. 23
Tabela 5.6a Współczynnik k korygujący zmierzoną wartość koncentracji wody w rozpuszczonej w oleju, którego liczba kwasowa jest większa od 0,02mgKOH/g do wartości w 0 podanych na osi rzędnych charakterystyk Oommena w zależności od temperatury górnej warstwy oleju przy jakiej pobierano próbkę. w = w o. k Lk [ mg KOH/g] Temperatura górnej warstwy oleju [ o C ] przy jakiej pobierano próbkę 40 45 50 55 60 0,05 0,89 0,88 0,87 0,85 0,83 0,10 0,82 0,80 0,78 0,77 0,75 0,15 0,78 0,75 0,70 0,69 0,67 0,20 0,69 0,67 0,64 0,62 0,60 Rys. 1. Wykres Oommen`a stanów równowagi pomiędzy zawartością wody w oleju i izolacji celulozowej w układzie izolacyjnym papierowo-olejowym [ T.V.Oommen, Moisture Equilibrium in Paper-Oil System, Proceedings of the Electrical i Electronics Insulation Conference, Chcago, II,pp162-166, 1983] 24
Tabela 5.7. GRUPA II Badania uzupełniające oleju Wartości graniczne: Rodzaj pomiarów Lp. Dobra Średnia Ostrzegawcza 6 Obecność osadów Brak osadów. Ilości osadów poniżej 0,02% wagowych są tolerowane. 7 Napięcie powierzchniowe [ mn/m ] 8 Cząstki ( określanie ich wymiarów i liczby*/ ) Zalecane postępowanie, w oparciu o wynik: Badanie prowadzone jedynie w przypadku gdy liczba kwasowa i/lub tangens δ są bliskie wartości granicznej - > 28 22-28 < 22 Dobry: kontynuować normalne badania Średni: wymagana częstsza kontrola Ostrzegawczy : sprawdzać obecność osadów Poziomy ilości cząstek wg IEC 60422, Zał. A tabela 9 ( max. w 100 ml) o wymiarach : 5 µm 15 µm -------------------------------------- liczba ocena 250 32 - brak 1000 130 - ślady 32000 4000 - normalny 130000 16000 - graniczny powyżej - wysoki */ Ocena ilości cząstek opiera się na analizie statystycznej Na podstawie poziomu ilości : brak lub ślady poprawna technologia i odbiór normalny- typowy dla eksploatacji graniczny -spotykany w znaczącej ilości transformatorów wysoki występuje przy zakłóceniu pracy transformatora 25
Grupa III Badania dodatkowe oleju Tabela 5.8. Lp. Rodzaj pomiarów 9 Temperatura zapłonu, [ o C] Wartości graniczne Maksymalnie dopuszczalne obniżenie w stosunku do wartości wyjściowej (odcisk palca) o 10% Zalecane postępowanie, w oparciu o wynik: Transformator wymaga przeglądu wewnętrznego 10 Temperatura krzepnięcia, o/ [ o C ] Nie wyższa niż minus 40-11 Gęstość */,[g/ml ] max 0,895-12 Lepkość */ przy 40 O C max 12 - przy max 1 800 30 o C [ mm 2 /s ] 13 Kompatybilność zgodnie z IEC 61125-14 Stabilność oksydacyjna **/ Zgodnie z IEC 61125 - */ w/g IEC 60296 na olej nowy **/ dotyczy olejów inhibitowanych 26
D/ Badanie zawartości związków furanu w oleju Tabela 5.9. Badany związek Wymagania Ocena Koncentracja 2-furfuralu jako wskaźnika stopnia zużycia 1/ zwojowej izolacji celulozowej 0,2 ppm - zużycie izolacji ~ 0 % 0.2 1 ppm - zużycie < 50% v narastania < 0,01 ppm/rok 1 2 ppm - zużycie 60%, v narastania < 0,1 ppm/ rok - brak zmian - poziom normalny - dot. transformatorów długo pracujących; wymaga zwiększenia częstotliwości badań - przeciążenie Koncentracja związków furanu : 2FAL, 5HMF, 5 MEF 3 / > 2 ppm 2 / - zużycie > 60% 2FAL > 2 ppm Miejscowe przegrzanie w izolacji celulozowej 4 / 1/ Przez stopień zużycia rozumie się spadek właściwości mechanicznych izolacji 2/ Pojawienie się wartości powyżej 2 ppm w transformatorach młodych ( poniżej 10 lat) dowodzi zazwyczaj wystąpienia zaostrzonych warunków pracy, wyrażających się wzrostem temperatury punktu gorącego (np. w warunkach przeciążeń) lub wystąpienia przegrzania miejscowego w uzwojeniu. 3/ W przedstawionym składzie związków, 2 FAL stanowi związek podstawowy, 5HMF jest związkiem towarzyszącym zapoczątkowaniu procesu przegrzania, 5MEF jest związkiem występującym w stadium zaawansowanego procesu przegrzania. 4/ Badanie pozwala na zlokalizowanie przegrzania miejscowego w izolacji celulozowej, po uprzednim wykazaniu jego obecności w układzie papierowoolejowym na podstawie DGA.. E /. Częstość badań kontrolnych oleju, z uwzględnieniem DGA, w czasie eksploatacji transformatora Pierwsze badanie kontrolne należy wykonać po upływie 1 2 miesięcy od momentu włączenia transformatora do sieci. Badanie to powinno obejmować pełny zakres pomiarów, wymienionych w grupach I,II i III oraz analizę gazów rozpuszczonych w oleju (DGA), jako odcisk palca, pomocny przy ocenie wyników kolejnych badań transformatora w eksploatacji. Częstość i zakres kolejnych badań wyznacza tabela 5.10. 27
Tabela 5.10 Zalecana częstość wykonywania pomiarów kontrolnych oleju w przypadku gdy wskaźniki nie przekraczają wartości granicznych Pomiary Napięcie przebicia, analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) oraz związków furanu Pozostałe badania zaliczone do grupy I Badania fizykochemiczne grupy II: : obecność osadów i napięcie powierzchniowe obecność cząstek stałych Częstość kontroli lata Co jeden rok (zgodność z tabelą 5.12.) ( Uwaga 1) Co dwa trzech lat (Uwaga 2) Co jeden rok gdy : - L k 0,1mg KOH/g - U b 50kV Uwaga 1 Proponowana częstość odnosi się do normalnego rutynowego programu diagnostyki. O ile jeden lub więcej pomiarów wykaże odchylenia od wymagań lub obecność nieprawidłowości, częstość kontroli należy zwiększyć Uwaga 2. Częstość należy uzależnić od rodzaju oleju i l/lub stopnia jego zestarzenia. Pierwsze pomiary ( odcisk palca ) powinny zostać przeprowadzone w oleju nowym lub po utylizacji w urządzeniu przed jego włączeniem do sieci. Tabela 5.11 Badanie kontrolne oleju w przypadku przekroczenia wartości granicznych Badania zaliczone do grupy III: Badania kontrolne Stabilność oksydacyjna Punkt zapłonu Kompatybilność Punkt krzepnięcia Gęstość Lepkość Zawartość dwufenyli chlorowanych (PCB) Zawartość siarki Gdy L k przekroczy wartość 0,1mg KOH/g Gdy suma gazów palnych przekroczy wartość graniczną. W przypadku dolewki innego gatunku oleju. W przypadku obecności wytrąconego osadu Jak wyżej Jak wyżej Po zalaniu transformatora olejem oraz po zabiegach uzdatniania lub regeneracji Po wykryciu metodą DGA przegrzań miejscowych o temperaturze przekraczającej 300 0 C 28
Tabela 5.12. Podstawowe wskaźniki umożliwiające dokonanie klasyfikacji stanu transformatora (kolejność wymienionych wskaźników - wg hierarchii ważności) Lp. Wskaźnik Klasyfikacja stanu transformatora : dobry średni ostrzegawczy 1 Napięcie przebicia oleju, > 60 50 60 < 50 kv 2 Przyrost sumy gazów < 40 - > 40 palnych, ppm / miesiąc 3 Zawilgocenie izolacji 2 3,5 > 3,5 celulozowej, % 4 Wyładowania niezupełne, < 500 2500» 2500*/ ładunek pozorny, pc 5 Koncentracja furfuralu (2FAL) w oleju, ppm < 1,0 1,0 2,0 <0,1 > 2 > 0,1 V narastania, ppm/rok 6 Liczba kwasowa oleju, 0,1 0,1 0,15 > 0,15 mg KOH/g 7 Woda wykroplona na dnie kadzi Brak Brak Obecna */ wartość krytyczna : q» 100 000 pc Uwaga : Powyższą klasyfikacją nie objęto wyników pomiarów wibroakustycznych i odpowiedzi częstotliwościowej. Wyniki tych pomiarów wymagają bowiem interpretacji eksperckiej z udziałem przedstawiciela producenta. 5.1.4. Badania poawaryjne transformatorów Badania poawaryjne należy wykonać, jeżeli nieznane są przyczyny samoczynnego wyłączenia transformatora z ruchu lub jeżeli istnieje przypuszczenie, że nastąpiło wewnętrzne uszkodzenie transformatora. Badania przeprowadza się po obustronnym wyłączeniu transformatora z sieci. Zakres badań poawaryjnych obejmuje: a) oględziny zewnętrzne, b) stwierdzenie braku przerw między poszczególnymi fazami tego samego uzwojenia, c) pomiar rezystancji uzwojeń przy położeniu przełącznika zaczepów, na którym pracował transformator podczas awarii, a także przy położeniach sąsiednich, d) sprawdzenie zabezpieczenia Buchholza gazowo-przepływowego, e) sprawdzenie działania podobciążeniowego przełącznika zaczepów, f) sprawdzenie przekładni przy położeniu przełącznika zaczepów, na którym pracował transformator podczas awarii, a także przy położeniach sąsiednich, g) badanie oleju obejmujące : badania fizykochemiczne, i analizę gazów rozpuszczonych w oleju (DGA). zgodnie z tabelą 6.3 i 5.2, 5.3, 5.4. lub 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, dla transformatorów wyprodukowanych po 2005 roku, h) pomiar stanu mechanicznego uzwojeń metodą SFRA (w uzasadnionych przypadkach), i) pomiar współczynnika strat dielektrycznych tg i C transformatora i izolatorów przepustowych, 29
j) pomiar rezystancji izolacji rdzenia i belek. 5.1.5. Badania odbiorcze transformatorów remontowanych Po każdym remoncie transformatora wykonanym w zakładzie remontowym wymagającym rozplecenia jarzma należy wykonać następujące badania i pomiary: a) oględziny zewnętrzne transformatora i osprzętu, b) pomiar przekładni i sprawdzenie grupy połączeń, c) pomiar prądów magnesujących, d) pomiar rezystancji uzwojeń (w przypadku transformatorów e) z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów pomiary należy wykonać f) na wszystkich zaczepach), g) rezystancji izolacji oraz pojemności i współczynnika strat dielektrycznych tg, h) sprawdzenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów i wybieraków, i) próby napięciowe napięciem doprowadzonym i napięciem indukowanym j) próba stanu jałowego, k) próba stanu zwarcia, l) pomiar reaktancji dla składowej zerowej, m) badanie oleju na zgodność z tabelą 6.1, 6.2, n) pomiar wyładowań niezupełnych, o) próbę napięciową udarowym napięciem piorunowym o wartościach napięć zgodnych z normą PN-EN 60076-3:2002/AP 1:2004 p) wyznaczenie charakterystyki odpowiedzi częstotliwościowej uzwojeń SFRA, jako dane wyjściowe do oceny stanu mechanicznego uzwojeń w eksploatacji, q) wyznaczenie charakterystyki magnesowania przekładników prądowych, r) sprawdzenie przekładni przekładnika prądowego. 5.2. Metody badań technicznych transformatorów i kryteria oceny 5.2.1. Oględziny zewnętrzne Oględziny transformatorów bez wyłączania spod napięcia należy przeprowadzać w trakcie oględzin stacji na zasadach określonych w rozdziale 6.1. części ogólnej Instrukcji. Oględziny dodatkowe transformatorów należy przeprowadzać w następujących przypadkach: a) w czasie trwania skrajnie wysokich temperatur otoczenia (powyżej 35 o C), b) w czasie trwania skrajnie niskich temperatur otoczenia (poniżej 20 o C), c) w okresie stosowania obciążeń przy których następuje przyspieszone zużycie izolacji, d) w okresie dużych wahań temperatury otoczenia z ujemnej na dodatnią i odwrotnie, e) w innych okolicznościach mających wpływ na pracę transformatora. Wynik oględzin należy odnotować w książce eksploatacji stacji. W czasie oględzin należy zwrócić uwagę na następujące elementy: a) wskazania przyrządów pomiarowych, b) wskazania poziomów oleju (szczególnie w czasie nadchodzących mrozów), c) szczelność kadzi transformatora i układu chłodzenia, 30
d) temperaturę oleju, e) stan urządzeń pomocniczych, f) stan połączeń szynowych, g) stan izolatorów (ślady wyładowań, brud, wycieki oleju, świetlenie w nocy), h) dźwięk wydawany przez transformator, i) pracę urządzeń chłodzących (hałas, drgania, wskaźniki przepływu oleju, różnice temperatur na wlocie i wylocie z chłodnic lub radiatorów), j) stan aparatury łączeniowej współpracującej z transformatorem, k) stan instalacji układu chłodzenia, l) poprawność wskazań urządzeń sygnalizacji, m) stan napędu przełącznika zaczepów, n) stan odwilżaczy (należy wymienić silikażel, gdy ok. 2/3 jego objętości zmieni barwę), o) stan membrany w rurze przeciwwybuchowej, p) stan zaworów ciśnieniowych bezpieczeństwa, q) stan odgromników oraz uziemień roboczych i ochronnych, r) stan mis olejowych pod transformatorem i separatora oleju, s) stan urządzeń zraszaczowych, t) stan sprzętu przeciwpożarowego, u) stan ogrodzeń, zamków oraz porządek wokół transformatorów. 5.2.2 Sprawdzenie przekładni i grupy połączeń Sprawdzenie przekładni i grupy połączeń transformatora należy dokonać zgodnie z obowiązującymi normami. Uchyb przekładni na zaczepach znamionowych nie może przekroczyć 0,5%. Grupa połączeń musi być zgodna z podaną na tabliczce znamionowej transformatora. 5.2.3. Pomiar rezystancji uzwojeń Pomiar należy wykonać zgodnie z normami podanymi na karcie prób transformatora. Zmierzone wartości rezystancji nie mogą się różnić więcej niż 5% (po uwzględnieniu różnicy temperatur) w stosunku do wartości fabrycznych 5.2.4. Pomiar prądów magnesujących Pomiar prądów magnesujących wykonuje się w przypadku gdy zachodzi podejrzenie powstania w uzwojeniu transformatora zwarć zwojowych. Uzyskane wyniki należy porównać z rezultatami pomiarów przeprowadzonych przed oddaniem transformatora do eksploatacji. Gdy wartość prądu magnesującego przekracza kilkunastokrotnie wartość początkową, transformator nie powinien być załączony pod napięcie. Natomiast, gdy wartości nie przekraczają 100% wartości początkowej to zmiana może być spowodowana wadą obwodu magnetycznego lub namagnesowaniem rdzenia. 31