При осуществлении покупки клиент всегда обращает внимание на потенциальный срок службы трансформатора. Этот параметр особенно важен, поскольку от трансформаторов во многом зависит надежность и качество электроснабжения как рядовых потребителей, так и больших промышленных объектов.
Силовой трансформатор – оборудование дорогостоящее, поэтому его выход из строя всегда приводит к незапланированным денежным затратам. В целом срок службы трансформаторов определяется естественным износом их изоляции и составляет около 20 лет. Понятно, что эта цифра является приблизительной, поскольку каждый агрегат имеет свои особенности в части режимов работы, технического обслуживания и т.п.
Экономические кризисы, периодически сотрясающие мировое сообщество, привели к тому, что сейчас в эксплуатации пребывает большое количество силовых трансформаторов со сроком службы, превышающим расчетный ресурс в 1,5-2 раза. Как удалось добиться таких результатов? В первую очередь благодаря поддержанию в надлежащем состоянии изоляционной системы.
От чего зависит срок службы трансформатора
Трансформаторное масло выполняет важнейшие функции, которые заключаются в отведении тепла от нагревающихся частей и изоляции токоведущих элементов трансформатора от нетоковедущих. Теоретический срок службы такого масла меньше аналогичного показателя для трансформатора, что требует его периодической очистки и регенерации. Именно данные операции позволяют продлевать не только срок службы самих масел, но и срок службы всего трансформатора.
Что интересно, при своевременных и рациональных мероприятиях, направленных на продление срока службы силовых трансформаторов с большим сроком службы, надежность их работы практически не отличается от надежности трансформаторов, эксплуатирующихся в пределах расчетного ресурса. Поэтому некоторые специалисты предлагают отказаться от такого понятия, как «нормативный срок службы» и в качестве критерия необходимости и сроков замены руководствоваться исключительно реальным состоянием оборудования и возможностью продления его ресурса. В пользу этого предложения говорит также и тот факт, что в мире существуют трансформаторы со сроком службы 70 и более лет. По данным Института электроэнергетики США, на 1997 год возраст 65% трансформаторов, эксплуатирующихся в этой стране, составлял более 25 лет. В Японии около 30% силовых трансформаторов перешагнули рубеж в 30 лет.
Существуют еще одни статистические данные относительно возрастной структуры парка трансформаторов напряжения 110 кВ: 33% из них эксплуатируются от 20 до 30 лет, 25% – от 30 до 40 лет и 15% – от 40 до 50 лет.
Как продлить срок службы трансформатора
Компания GlobeCore является одним из ведущих производителей и поставщиков оборудования для обслуживания силовых трансформаторов. Конструкторские решения GlobeCore позволяют продлевать срок службы трансформаторов и существенно сократить затраты на покупку и замену комплектующих.
Для воплощения в жизнь данных целей целесообразно использовать следующее оборудование:
установки регенерации трансформаторных масел типа СММ-Р. Они позволяют восстанавливать все физико-химических показатели диэлектрической жидкости до нормируемых значений, что делает возможным ее повторное использование по прямому назначению. Используется уникальная технология реактивации сорбента (Фуллеровой земли) непосредственно в оборудовании. Масло может обрабатываться без слива из трансформатора. При наличии больших объемов отработанного сырья возможно расширение функций существующих моделей, что позволит проводить круглосуточную обработку масла без перерыва на замену сорбента;
установки дегазации трансформаторных масел типа УВМ. Данное оборудование используется для вакуумирования трансформаторов, а также удаления из трансформаторных масел механических примесей, воды и газов;
установки нагрева масла типа ППМ. Такое оборудование используется для подогрева трансформаторных масел при доливке, замене или просушке трансформаторов;
установки вакуумные по доливке масла типа УВД. Они предназначены для доливки высоковольтных маслонаполненных герметических вводов дегазированным трансформаторным маслом при монтаже, ремонте и в процессе эксплуатации силовых трансформаторов, выключателей, используется на электростанциях, подстанциях и других энергетических предприятиях;
установки вакуумного вымораживания типа Иней, предназначенные для вакуумирования и подсушки твердой изоляции силовых трансформаторов;
установки осушки типа Суховей, предназначенные для продувки бака трансформатора сухим горячим воздухом. Данный вид оборудования помимо осушки атмосферного воздуха может осуществлять также его чистку от механических примесей;
шкафы сушки цеолита типа ШСЦ, использующиеся для предварительной сушки цеолита, применяемого при глубоком обезвоживании трансформаторных масел.
Источник
Срок годности силового трансформатора
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Общие технические условия
Power transformers. General specifications
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»
1 РАЗРАБОТАН Филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетика» — ВНИИЭ, Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский электротехнический институт им. В.И.Ленина» (ФГУП ВЭИ)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 37 «Электрооборудование для передачи, преобразования и распределения электроэнергии»
4 Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений следующих международных стандартов:
МЭК 60076-1 (в части основных понятий и определений);
МЭК 60076-2, МЭК 60076-3 и МЭК 60076-5 (в части технических требований по нагреву, электрической прочности и стойкости при коротких замыканиях)
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а тексты изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 8, 2018 год
Поправка внесена изготовителем базы данных
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 2, 2021
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на силовые трансформаторы общего назначения, в том числе на автотрансформаторы, трансформаторы собственных нужд электростанций и трансформаторы для комплектных трансформаторных подстанций (КТП), трехфазные мощностью не менее 5 кВ·А и однофазные мощностью не менее 1 кВ·А классов напряжения до 1150 кВ включительно, предназначенные для нужд экономики страны.
Стандарт распространяется на оборудование, разработанное после 1 января 2008 г.
Стандарт не распространяется на трансформаторы малой мощности и специальные трансформаторы (преобразовательные, электропечные, тяговые, пусковые, сварочные и др.), а также трансформаторы с числом обмоток более трех. Требования настоящего стандарта могут полностью или частично применяться для этих трансформаторов, если на них нет отдельных нормативных документов (далее — НД).
Для тех из указанных силовых трансформаторов, на которые имеются отдельные НД, настоящий стандарт распространяется только в той мере, которая специально оговорена в НД на эти трансформаторы.
Примечание — Число обмоток трехобмоточного трансформатора определяют по числу его основных обмоток, т.е. без учета обмоток регулировочных и компенсационных.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 2.601-2019 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы
ГОСТ Р 51685-2013 Рельсы железнодорожные. Общие технические условия
ГОСТ Р 55187-2012 Вводы изолированные на номинальные напряжения свыше 1000 В переменного тока. Общие технические условия
ГОСТ Р 55195-2012 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции
ГОСТ Р 56738-2015 (МЭК 60076-3:2013) Трансформаторы силовые и реакторы. Требования и методы испытаний электрической прочности изоляции
ГОСТ Р ИСО 9001-2015 Системы менеджмента качества. Требования
ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.024-87 Система стандартов безопасности труда. Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля
ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В
ГОСТ 982-80 Масла трансформаторные. Технические условия
ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний
ГОСТ 3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев
ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции
ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность
ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность
ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация
ГОСТ 9680-77 Трансформаторы силовые мощностью 0,01 кВ·А и более. Ряд номинальных мощностей
ГОСТ 9920-89 (МЭК 694-80, МЭК 815-86) Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции
ГОСТ 10434-82 Соединения контактные электрические. Классификация. Общие технические требования
ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки
ГОСТ 14254-2015 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 15543.1-89 Изделия электротехнические и другие технические изделия. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам
ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения
ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам
ГОСТ 18311-80 Изделия электротехнические. Термины и определения основных понятий
ГОСТ 20243-74 Трансформаторы силовые. Методы испытаний на стойкость при коротком замыкании
ГОСТ 21128-83 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения до 1000 В
ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры
ГОСТ 23216-78 Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, временная противокоррозионная защита, упаковка. Общие требования и методы испытаний
ГОСТ 24126-80 Устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия
ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1-93) Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения
ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 16110, ГОСТ 18311 и ГОСТ 30830, а также следующий термин с соответствующим определением:
3.1 нормативныйдокумент: Документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся трансформаторов, и включающий в себя понятия: стандарт, технические условия, техническое задание, техническая спецификация и другие документы на поставку продукции.
4 Классификация
4.1 Силовые трансформаторы классифицируют по следующим признакам:
— по условиям работы — на трансформаторы, предназначенные для работы в нормальных и особых условиях;
— по видам — согласно ГОСТ 16110, характеризующим назначение и основное конструктивное исполнение (однофазные, трехфазные, двухобмоточные, трехобмоточные, регулируемые под нагрузкой (РПН), переключаемые без возбуждения (ПБВ), по виду охлаждения и т.д.);
Примечание — По виду изолирующей и охлаждающей среды трансформаторы классифицируют на масляные (масло минеральное или синтетическое, включая жидкий негорючий диэлектрик) и сухие, в том числе трансформаторы с твердой изоляцией.
4.2 Условия эксплуатации* ________________
4.2.1 Нормальные условия эксплуатации* ________________
Нормальные условия работы должны соответствовать следующим требованиям:
Источник
Учебное пособие: Методические указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов
Название: Методические указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов Раздел: Остальные рефераты Тип: учебное пособие Добавлен 07:57:42 04 сентября 2011 Похожие работы Просмотров: 786 Комментариев: 13 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно Скачать
Министерство Российской Федерации по атомной энергии
«Российский государственный концерн по производству электрической
и тепловой энергии на атомных станциях»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ И ПРОДЛЕНИЮ
СРОКА СЛУЖБЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1 РАЗРАБОТАН государственным унитарным предприятием «Всероссийский электротехнический институт имени В.И. Ленина»
2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ концерном «РОСЭНЕРГОАТОМ» с 01.01.2004
Настоящий руководящий документ составлен на основе отечественного и мирового опыта по продлению срока службы силовых трансформаторов высокого напряжения. Руководящий документ распространяется на масляные силовые трансформаторы классов напряжения 35 кВ и выше, работающие в главных электрических схемах, в системах резервного электроснабжения и электроснабжения собственных нужд атомных электростанций.
В настоящем руководящем документе использованы ссылки на следующие стандарты и нормативные документы:
ГОСТ 25438-82 Целлюлоза для химической переработки. Методы определения характеристической вязкости
РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое. РАО «ЕЭС России»
РД 153-34.0-46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. РАО «ЕЭС России»
РД ЭО-0189-00 Методические рекомендации по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении. Концерн «РОСЭНЕРГОАТОМ»
Методические указания предназначены для проведения с их помощью комплексного обследования трансформаторов, находящихся в эксплуатации.
Целью комплексного обследования трансформатора является выявление возможных дефектов (и повреждений) во всех его элементах, оценка его технического состояния после длительной эксплуатации, определение степени износа и остаточного ресурса его основных систем и комплектующих узлов, составление карты дефектов и заключения о его техническом состоянии. Результатом комплексного обследования трансформатора должна быть разработка рекомендации по объему ремонтных работ и режиму его дальнейшей эксплуатации, необходимых для продления срока службы трансформатора до 40 лет и более.
Обследование производят в несколько этапов. Оно включает в себя анализ конструкции трансформатора и условий его предшествующей эксплуатации, испытания и проверки трансформатора под нагрузкой и после его отключения.
4 ЭТАПЫ И ОБЪЕМ ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Полный объем возможных испытаний и проверок трансформаторов, проводимых для оценки их состояния, приведен в п.п. 4.3, 4.4.
Объем испытаний и проверок обследуемого трансформатора, необходимый для заключения о возможности продления его срока службы, определяют на основании анализа, проводимого в соответствии с п.п. 4.1, 4.2.
Результаты обследования трансформаторов по каждому этапу с выводами и предложениями должны быть представлены в систематизированном виде (протоколы, таблицы и т. п.).
4.1 Этап 1. Анализ технических особенностей трансформаторов
Для проведения обследования трансформатора должны быть указаны следующие основные параметры и результаты испытаний (проверок).
4.1.1 Основные параметры трансформатора:
б) предприятие-изготовитель, заводской номер, номер технических условий (ТУ);
г) дата ввода трансформатора в эксплуатацию;
д) тип масла трансформатора;
ж) система охлаждения трансформатора;
и) тип масляных насосов; предприятие-изготовитель.
4.1.2 Результаты приемосдаточных испытаний трансформатора на предприятии-изготовителе:
— потери и ток холостого хода при номинальном и пониженном напряжениях;
— потери короткого замыкания;
— полное сопротивление короткого замыкания пары обмоток;
— сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь (tg d) изоляции обмоток;
— сопротивление обмоток постоянному току;
— интенсивность частичных разрядов (ЧР).
4.1.3 Основные параметры и результаты испытаний РПН:
б) предприятие-изготовитель, номер ТУ;
г) результаты приемосдаточных испытаний РПН на предприятии-изготовителе:
4.1.4 Основные параметры и результаты испытаний вводов:
б) заводские номера и номера чертежей (или ТУ);
е) результаты приемосдаточных испытаний вводов на предприятии-изготовителе:
— значения электрических емкостей;
4.1.5 Определение участков с минимальными запасами электрической прочности изоляции.
4.1.6 Оценка механической стойкости обмоток при коротком замыкании.
4.1.7 Оценка распределения температур при эксплуатационных режимах работы и выявление наиболее нагретых зон.
4.1.8 Анализ опыта эксплуатации трансформаторов данного типа и трансформаторов аналогичной конструкции.
4.2 Этап 2. Анализ условий эксплуатации трансформатора
4.2.1 Анализ режимов работы:
— средняя нагрузка и превышение температуры обмоток и масла;
— наибольшая нагрузка и превышение температуры обмоток и масла;
— количество включений, в т. ч. при низких (до минус 20 °С) температурах;
— длительность и величины перевозбуждений магнитной системы;
— количество повышений напряжения, их длительность и значения;
— минимальное и наибольшее давление масла во вводах;
— количество срабатываний РПН;
— короткие замыкания в питаемой системе, их число и значения токов короткого замыкания;
— количество грозовых перенапряжений;
— количество коммутационных перенапряжений, их значения и длительность.
4.2.2 Результаты профилактических испытаний и определение характеристик, имеющих отличия от норм:
— хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ);
— физико-химические анализы масла из бака трансформатора, устройства РПН и вводов за период эксплуатации.
4.2.3 Анализ неисправностей, выявленных в процессе эксплуатации, их характер и способы устранения.
4.2.4 Внешний осмотр трансформатора:
— наличие течей масла и определение вероятных причин их появления;
— уровень масла в расширителях;
— значение давления во вводах;
— температура масла и окружающего воздуха;
— степень загрязнения трубок охладителей;
— характер шумов при работе маслонасосов, вентиляторов и их вибрации.
4.2.5 Разработка карты дефектов по результатам внешнего осмотра и определение необходимого объема дополнительных испытаний.
Карта возможных износовых и развивающихся дефектов (и повреждений) и методов их определения приведена в таблице 1.
Таблица 1 — Карта возможных дефектов трансформатора
Метод определения дефекта
1.1 Развивающиеся дефекты (и повреждения)
Повышенный нагрев элементов конструкции (наличие короткозамкнутых контуров, ухудшение контактов обтекаемых рабочим током)
ХАРГ на работающем трансформаторе — согласно этапу 3 1 .
Измерение омических сопротивлений обмоток после отключения и расшиновки трансформатора — согласно этапу 4
Перегревы в магнитопроводе
ХАРГ и определение фурановых соединений на работающем трансформаторе — согласно этапу 3
Измерение вибрационных характеристик на работающем трансформаторе — согласно этапу 3
Измерение сопротивления короткого замыкания zk — согласно этапу 4.
Прецизионное измерение электрической емкости на участках — согласно этапу 4
Наличие источников разрядов и нагревов на электромагнитных шунтах
ХАРГ на работающем трансформаторе — согласно этапу 3.
Локация источника ЧР на работающем трансформаторе — согласно этапу 3
По изменению влагосодержания масла при прогреве трансформатора до температуры 65±5 °C — согласно этапу 3.
Расчетным путем по результатам измерений R60/R120 и tg d изоляции по зонам при 2-х температурах — согласно этапу 4.
Проверка герметичности пространства над зеркалом масла после отключения и расшиновки — согласно этапу 4
Загрязнение поверхности изоляции
Измерение уровня частичных разрядов — согласно этапу 3.
Температурная зависимость tg d изоляции по участкам — согласно этапу 4
ХАРГ (определение СО, CO2 , фурановых соединений) — согласно этапу 3
Наличие механических примесей в масле при работающей системе охлаждения — согласно этапу 3.
Измерение tg d изоляции после отключения и расшиновки при двух температурах — согласно этапу 4
Комплексный анализ масла — согласно этапу 3
Механическое ослабление крепления обмоток
Измерение вибрационных характеристик под нагрузкой — согласно этапу 3
Развивающиеся дефекты (и повреждения) во внутренней изоляции
Частичные разряды, перегревы
Измерение tg d и емкости изоляции остова — согласно этапу 4.
Старение и загрязнение масла
Комплексный анализ масла — согласно этапу 4
Загрязнение трубок охладителей
Измерение перепада температуры масла на охладителе — согласно этапу 3
Износ подшипников электронасосов
Прослушивание и измерение уровней шумов и вибраций — согласно этапу 3.
Измерение тока, потребляемого электродвигателями насосов — согласно этапу 3
Повреждение изоляции обмотки статора двигателя электронасоса
Измерение сопротивления изоляции после отключения — согласно этапу 4.
Внешний осмотр — согласно этапам 3, 4
Окисление контактов электроаппаратуры в шкафах управления охлаждением
Повышенный шум при работе пускателей в шкафах управления охлаждением
Прослушивание — согласно этапу 3
4 Бак трансформатора, расширитель, маслопроводы
Наличие течей масла по сварным швам и уплотнениям
Внешний осмотр. Проверка маслоплотности при прогреве трансформатора — согласно этапу 3
Повышенный нагрев составных частей
Тепловизионный контроль — согласно этапу 3
Наличие короткозамкнутых контуров
Измерение сопротивления изоляции между составными частями и баком — согласно этапу 4
Коррозия, нарушение лакокрасочного покрытия
Внешний осмотр — согласно этапу 4
5 Контрольно-измерительная аппаратура и кабели
Ухудшение условий работы газового реле, манометров, термосигнализаторов
Измерение вибраций в зонах установки газового реле, манометров, термосигнализаторов — согласно этапу 3
Неправильное функционирование манометров и термосигнализаторов
Снятие показаний при прогреве трансформа тора — согласно этапу 3
Окисление контактов в клеммных коробках сигнализирующей аппаратуры
Внешний осмотр — согласно этапу 4
Повреждение защитной оболочки и изоляции контрольных кабелей
Внешний осмотр — согласно этапу 4
6 Дыхание и компенсация температурного объема масла
Неправильный уровень масла в расширителе
Внешний осмотр, проверка уровня масла при прогреве трансформатора — согласно этапу 3
Увлажнение силикагеля в дыхательном фильтре
Внешний осмотр, изменение цвета индикаторного силикагеля — согласно этапу 3
Отсутствие масла в гидрозатворе
Внешний осмотр — согласно этапу 3
Ухудшение характеристик масла и увлажнение изоляции
Определение влагосодержания масла; определение пробивного напряжения масла — согласно этапу 4
Перегрев контактов контактора
ХАРГ в масле из бака контактора устройства РПН — согласно этапу 4
Износ уплотнений контактора
ХАРГ в масле бака избирателя устройства РПН — согласно этапу 4
Износ (перегрев) контактов избирателя
ХАРГ в масле бака избирателя устройства РПН — согласно этапу 4
Механический износ устройств РПН
Измерение омических сопротивлений — согласно этапу 4
— коррозия деталей кинематики и окисление контактом аппаратуры шкафа привода;
Снятие круговой диаграммы РПН — согласно этапу 4.
— износ резиновых уплотнений двери шкафа привода
Визуальный осмотр — согласно этапу 4
1 Здесь и далее обозначения этапов — согласно указанным в разделе 4.
4.3 Этап 3. Испытания и проверки на работающем трансформаторе
4.3.1 Оценка возможного снижения электрической прочности изоляции трансформатора из-за наличия в нем влаги и примесей, оценка степени увлажнения трансформатора — по методике, указанной в приложении А.
4.3.2 Проверка функционирования систем компенсации температурного расширения масла в баках трансформатора и контактора, а также во вводах по изменению уровня масла в расширителях и изменению давления во вводах в процессе нагрева. Выполняется одновременно с 4.3.1.
4.3.3 Определение наличия ЧР электрическим и/или акустическим методами, указанными в приложениях Б и В.
4.3.4 Оценка возможного снижения усилий прессовки обмоток и магнитопровода активной части трансформатора и определение аномальных зон вибрации (проводят при максимально возможной нагрузке) — по методике, указанной в приложении Г.
4.3.5 Измерение вибрационных характеристик элементов системы охлаждения — по методике, указанной в приложении Г.
4.3.6 Измерение напряженности магнитного поля по периметру бака в месте его разъема. Измерения проводят в начале работ по 4.3.1 и повторяют при изменениях нагрузки трансформатора. Методика измерений — по приложению Д.
4.3.7 Проверка отсутствия течи масла в баке. Выполняется одновременно с 4.3.1.
4.3.8 Проверка работы термосигнализаторов. Выполняется одновременно с 4.3.1.
4.3.9 Пофазное измерение тока, потребляемого маслонасосами системы охлаждения. Выполняется одновременно с 4.3.1.
4.3.10 Испытания масла из бака трансформатора. Отбор пробы масла из бака трансформатора производят в период завершения работ по 4.3.1 в количестве 1,5 л. Методика испытаний — по РД 34.45-51.300-97.
Испытание масла проводят в следующем объеме:
а) Определение общих характеристик:
— коэффициент преломления света;
— содержание ароматических углеводородов;
б) Определение характеристик старения масла:
— кислотное число (кулонометрическим методом);
— tg d при 20, 50, 70, 90 °C и при температурах измерений изоляции трансформатора;
— объемное удельное сопротивление при 20, 50, 70, 90 °C и при температурах измерений изоляции трансформатора;
— коэффициент полярности (Вермана);
— продукты старения по ИК-спектру.
в) Исследование продуктов деградации материалов:
— определение концентрации фурановых соединений.
Для проверки интенсивности проявления возможных источников газовыделения произвести хроматографические анализы масла в начале работ по 4.3 и при увеличении нагрузки трансформатора.
г) Определение следующих параметров, характеризующих комплексную электрическую прочность масла:
— пробивное напряжение и коэффициент вариации;
— дисперсионный анализ механических примесей;
— оценка отфильтрованного осадка под микроскопом.
4.3.11 Испытания масла из бака избирателя и контактора устройства РПН.
Отбор пробы масла из бака избирателя и контактора устройства РПН производят в период завершения работ по 4.3.1.
Исследование продуктов деградации материалов (по ХАРГ) — по методикам РД 153-34.0-46.302-00 и РД ЭО-0189-00, раздел 4.
4.3.12 Тепловизионный контроль бака трансформатора, вводов, бака устройства РПН, элементов системы охлаждения — по РД 34.45-51.300-97.
4.3.13 Измерение тока в нейтрали и в заземлении трансформатора. При изменении нагрузки трансформатора измерения повторить.
4.3.14 Измерение потоков масла в системе охлаждения.
4.3.15 Оценка перегревов бака, наружных конструкций и вводов методом тепловизионного контроля.
4.3.16 Измерение характеристик вводов при рабочем напряжении — по РД 34.45-51.300-97.
4.4 Этап 4. Испытания после отключения и расшиновки трансформатора
4.4.1 Измерение потерь холостого хода и тока намагничивания на всех положениях РПН — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.2 Измерение характеристик изоляции обмоток (R15 /R60 /R120 , tg d, С) производят, как минимум, при двух температурах, отличающихся примерно на 20-30 °C (предпочтительно при трех температурах, например 70-60, 50-40 и 30-20 °С). Для участка изоляции ВН-НН, кроме вышеуказанных характеристик изоляции, измеряют также R600 . Метод проведения измерений — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.3 Измерение характеристик изоляции вводов, как минимум, при двух температурах (выполняется одновременно с 4.4.2) — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.4 Измерение сопротивления постоянному току обмоток (на всех положениях устройства РПН) — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.5 Оценка состояния контактора РПН — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.6 Оценка состояния кинематики устройства РПН — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.7 Измерение сопротивления короткого замыкания zk по методике, указанной в приложении Е, и (при необходимости) проведение дополнительных измерений механической деформации обмоток методом низковольтных импульсов.
4.4.8 Отбор проб масла из вводов для проведения следующих анализов и измерений по РД 34.45-51.300-97:
д) продукты старения по ИК-спектру.
Отбор проб масла производят на прогретом трансформаторе в количестве 150 мл на один ввод.
4.4.9 Отбор проб масла из бака контактора устройства РПН для проведения следующих анализов и измерений по РД 34.45-51.300-97:
4.4.10 Отбор образцов и определение степени полимеризации бумажной изоляции по специальной программе (производят по время обследования трансформатора, в случае проведения работ со вскрытием бака).
4.4.11 Испытание трансформатора на плотность — по РД 34.45-51.300-97.
4.4.12 Осмотр и проверка состояния газового реле, клеммной коробки, аппаратуры привода устройства РПН.
4.4.13 Проверка сопротивления изоляции статорных обмоток электродвигателей маслонасосов — по РД 34.46-51.30-97.
5 ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
При оценке результатов обследования следует руководствоваться критериями, указанными в приложениях А, Б, В, Г, Д, Е к данному РД, в РД 34.45-51.300-97, а также приведенными в таблице 2 дополнительными критериями.
Таблица 2 — Дополнительные критерии оценки состояния изоляционной системы трансформатора
Наличие дефектов с возможностью дальнейшей эксплуатации
Большой риск повреждения при дальнейшей эксплуатации*
Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре — более 20 % (содержание влаги в волокнах — более 2,5 %)
Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре — более 40-50 % (содержание влаги в волокнах — более 6-7 %).
Наличие свободной воды в масле
Относительное влагосодержание масла при минимальной рабочей температуре — более 40%; влагосодержание картона — более 1,5-2%
Относительное влагосодержание масла при рабочей температуре — более 40-50%; влагосодержание картона — более 3-4 %
Загрязнение частицами: наличие частиц размером 5-1500 мкм в количестве более 1000 в 10 мл масла
Загрязнение частицами (класс загрязненности масла превышает 10-12): наличие видимых и проводящих частиц
Выделение углеродистых соединений в местах нагрева при температура более 500 °С.
Выделение пузырьков (ацетилен) в местах нагрева при температуре св. 800 °С.
Выделение шлама из состаренного масла на картоне под действием электрического поля
Влагосодержание витковой изоляции при насыщении масла газом — более 1,0-1,5 %. Наличие больших газовых пузырьков и масле.
Снижение электрической прочности масла из-за старения ниже предельных значений
Интенсивность ЧР превышает 2500 пКл (критический уровень ЧР — 100000 пКл)
* В случае выявления указанных в гр. 2 дефектов должны быть приняты меры по их устранению.
Наличие в трансформаторе дефектов, указанных в таблице 2, гр. 2, свидетельствует о большом риске его повреждения при дальнейшей эксплуатации трансформатора. Поэтому должны быть приняты меры по их устранению.
6 ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРАНСФОРМАТОРА
6.1 Срок службы L и остаточный ресурс трансформатора lост , при отсутствии дефектов (и повреждений), могут быть оценены на основе изменения степени полимеризации (СП) бумажной изоляции.
6.1.1 Срок службы трансформатора определяют, согласно рекомендациям СИГРЭ, по формуле
К — коэффициент старения, зависящий от температуры и состояния бумажной изоляции;
СП0 — степень полимеризации бумажной изоляции неработавшего трансформатора;
СПк — степень полимеризации бумажной изоляции в конце срока службы трансформатора.
6.1.2 Остаточный ресурс трансформатора, проработавшего t часов, определяют по формуле
где СПt — степень полимеризации бумажной изоляции трансформатора, проработавшего t часов.
На рисунке 1 приведена рекомендуемая СИГРЭ зависимость коэффициента старения К от температуры и состояния бумажной изоляции и масла.
Оценку остаточного ресурса производят исходя из снижения СП к концу срока службы трансформатора до 200-250. Для оценки остаточного ресурса необходимо определить СП наиболее нагретых зон твердой изоляции. Определение СП образцов изоляции должно производиться по методике, приведенной в ГОСТ 25438-82.
Рисунок 1 — Зависимость коэффициента старения от температуры и состояния бумажной изоляции
Пример — Для трансформатора, находившегося в эксплуатации, значение СП образца картона составило 800. Согласно рисунку 1, его коэффициент старения К, при условии дальнейшей работы с окисленным маслом при температуре 90 °С, равен К=2,52×10 -8 . При этом остаточный ресурс lост составит:
lост = (1/200 — 1/800)/2,52 × 10 -8 = 2,57 × 10 5 ч, т.е. Lост » 17 лет.
6.2 Фактический конец срока службы трансформатора (момент достижения предельного состояния) определяют при наличии хотя бы одного из указанных ниже факторов:
• Снижение степени полимеризации бумажной изоляции до 200-250.
• Наличие необратимых дефектов в конструкции.
• Экономическая нецелесообразность продолжения эксплуатации трансформатора с низкими технико-экономическими характеристиками.
ПРОВЕРКА СТЕПЕНИ УВЛАЖНЕНИЯ ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Степень увлажнения твердой изоляции оценивают по характеру изменения влагосодержания масла после прогрева трансформатора до температуры 65±5 °C и выдержке при этой температуре в течение трех суток.
Перед началом прогрева на каждом адсорбционном фильтре перекрывают один кран для исключения протока масла и адсорбции влаги из масла силикагелем фильтров. Устанавливают следующие уставки термосигнализатора: 70 °C — сигнал, 80 °С — отключение.
Процесс нагрева трансформатора регулируют путем отключения части вентиляторов системы охлаждения. Скорость повышения температуры при нагреве — не более 5 °C/ч. Стабильность температуры при выдержке обеспечивают путем изменения числа работающих вентиляторов.
В процессе прогрева каждые 1-2 часа регистрируют следующие параметры:
— температуру верхних слоев масла в баке трансформатора и окружающего воздуха;
— уровень масла в расширителе;
— состояние системы охлаждения (количество включенных вентиляторов);
Отбор проб масла из бака трансформатора для измерения влагосодержания производят перед прогревом, при достижении температуры выдержки (65°С) и через 12, 24, 48 и 72 ч после достижения температуры выдержки.
После окончания проверки степени увлажнения краны адсорбционных фильтров необходимо открыть.
Уровень влагосодержания картона (W) после выдержки в течение 3-х суток при температуре 65 ± 5 °C определяют по формуле
где W0 — влагосодержание картона в условиях равновесия до прогрева, определяемое по рисунку А.1;
DW — прирост влагосодержания масла за время выдержки при температуре 65±5°С.
Рисунок А.1 — Зависимость влагосодержания картона от относительной влажности окружающей среды (масла) в условиях равновесия
Растворимость воды (г/т) в характерных маслах, применяемых в отечественных трансформаторах, при 60 и 70 °С составляет, соответственно: для масла марки ГК — 200 и 280; для масла марки Т-750 — 260 и 370, для масла марки ТКП — 320 и 435.
Оценку состояния увлажненного трансформатора производят по результатам испытаний:
влагосодержание твердой изоляции находится и пределах 0,5-1,0 %; не выявлено существенного изменения влагосодержания масла при изменении температуры (остается ниже 15 г/т); относительное влагосодержание масла — не более 3 % при 60-70 °С.
влагосодержание твердой изоляции находится в пределах 1-1,5 %; слабое (не более чем в 2 раза) повышение влагосодержания масла после прогрева; относительное влагосодержание масла — не более 5 % при 60-70 °С.
относительное влагосодержание масла в диапазоне минимальных рабочих температур превышает 50 %.
влагосодержание твердой изоляции превышает 3 %.
ИЗМЕРЕНИЕ И ЛОКАЦИЯ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ
Б.1 Основные принципы и методы регистрации ЧР
Б.1.1 Электрический метод регистрации ЧР заключается в регистрации электрических сигналов, возникающих в датчиках схемы регистрации ЧР при протекании в схеме разрядного тока ЧР.
При условии подавления помех электрический метод обладает наибольшей чувствительностью к регистрации ЧР во внутренней изоляции электрооборудования.
Б.1.2 ЧР описываются комплексом характеристик. При этом если измеряют характеристики импульсною тока и фазу возникновения каждого единичною ЧР и/или мгновенное значение напряжения в момент возникновения данного ЧР, то все остальные характеристики должны определяться расчетным путем.
Б.1.3 Схему регистрации ЧР образуют путем подключения элементов схемы к доступным для подсоединения вводам (зажимам) контролируемого трансформатора.
Схему регистрации ЧР выбирают в зависимости от вида контролируемого электрооборудования.
Датчики схемы регистрации предназначены для образования в них сигналов от протекающего по измерительному элементу датчика разрядного тока ЧР.
Регистратор ЧР (РЧР) предназначен для регистрации параметров сигналов (амплитуды, фазы и др.) от датчиков и их обработки.
Линия связи предназначена для передачи сигнала от датчиков к регистратору.
Градуировочный генератор предназначен для градуировки схемы регистрации ЧР (с целью установления зависимости сигналов датчиков от значения кажущегося заряда q ЧР) и проверки функционирования схемы регистрации ЧР. Для градуировки генератор устанавливают в непосредственной близости от выводов контролируемого объекта и от точки заземления на корпусе его бака.
Б.3 Методика регистрации ЧР
Б.3.1 Общий порядок регистрации ЧР.
Методика регистрации ЧР включает в себя следующие действия:
— сборку схемы регистрации ЧР;
— подключение устройства фазового согласования сигналов ЧР с периодом рабочего напряжения;
— регистрацию уровня помех и определение их вида;
— градуировку схемы регистрации ЧР;
— выбор режимов регистрации ЧР;
— анализ результатов и оформление протокола регистрации ЧР.
Б.3.2. Подготовительные работы.
Производят анализ технического состояния оборудования. Составляют программу испытаний, содержащую соответствующие фактографические данные об объекте, указания режимов и внешних условий испытаний, схему регистрации ЧР, требования по технике безопасности при регистрации ЧР и т. п.
Б.3.3 Регистрация уровня ЧР и определение вида помех.
Уровень и вид помех определяют на отключенном объекте, и после включения его под рабочее напряжение.
Определение уровня и вида помех производят с помощью осциллографа, подключаемого к РЧР. Амплитуду сигналов помех определяют в вольтах, которые, после градуировки схем регистрации ЧР с использованием установленного градуировочного коэффициента, приводят к размерности в нКл.
В зависимости от схемы и технических характеристик РЧР, некоторые виды помех могут тем или иным способом фильтроваться или отделяться от сигналов ЧР непосредственно в процессе измерений или при обработке их результатов.
Б.3.4 Градуировка схемы регистрации ЧР.
Б.3.4.1 Градуировку проводят на полностью собранной схеме регистрации.
Градуировку схем регистрации производят с целью проверки функционирования схемы и установления зависимости амплитудных значений регистрируемых сигналов от величины кажущегося заряда имитируемых сигналов ЧР и определения чувствительности каждого канала регистрации ЧР.
Б.3.4.2 Градуировку производят по параллельной схеме на оборудовании, подключенном к шинам со стороны ВН (СН, НН).
Для снятия с шин индуктированного заряда рекомендуется производить заземление шин через резисторы мощностью 60 Вт, сопротивлениями 50-100 Ом для шин НН и 200-300 Ом — для шин ВН, СН.
Допускается проведение градуировки при незаземленных шинах в случае расположения точки заземления на расстоянии 100 м и более от трансформатора.
Б.3.4.3 Напряжение на выходе генератора устанавливают таким, чтобы регистрируемые градуировочные сигналы превышали не менее чем в 3 раза максимальные сигналы помех, зафиксированные при градуировке.
Б.3.4.4 Провод (или кабель), соединяющий выход генератора с градуировочным конденсатором, подсоединенным к соответствующему выводу контролируемого объекта, должен иметь минимально возможную длину.
Б.3.4.5 Порядок выполнения градуировки:
— поочередно подключить градуировочный генератор ко всем зажимам объекта, имеющим связь с высокопотенциальными электродами (линейные концы вводов ВН, СН и НН; выводы заземления экранов, магнитопровода и нейтрали);
— установить выбранное значение напряжения на выходе генератора при подключении конденсатора к соответствующим частям объекта контроля и произвести измерение сигналов всех датчиков регистратором и осциллографом, подключаемым к соответствующим входам регистратора;
— составить и ввести в РЧР матрицу градуировочных коэффициентов, используемую для отстройки от помех и определения места возникновения ЧР.
Рекомендуется повторная градуировка после процедуры регистрации ЧР. Она должна проводиться в обязательном порядке, если в процессе измерений изменялись характеристики схемы регистрации (например, нижняя и верхняя частоты полосы измерений, дополнительное согласование линий связи и др.) или возникли сомнения в правильности функционирования регистратора ЧР.
Б.3.5 Выбор режимов регистрации
Условия регистрации определяют на стадии подготовки программы испытаний и включают в себя:
— выбор времени одного цикла измерений, t1ц ,
— выбор временных интервалов между циклами измерений, t2 ,
— выбор общего времени измерений, tи ,
— выбор полосы измерительных частот, Dtи .
Б.3.6.1 Регистрацию ЧР проводят в соответствии с установленными условиями и регламентом работы РЧР.
Б.3.6.2 Независимо от возможностей, обеспечиваемых специальными РЧР, рекомендуется параллельно проводить осциллографический контроль формы, частоты и фазы повторения сигналов ЧР.
Осциллографический контроль проводят с целью экспертной экспресс-оценки вида регистрируемых сигналов и качества накапливаемой информации для принятия решений о возможных изменениях режима регистрации, а именно, введения (ослабления/увеличения) чувствительности и дополнительной фильтрации сигналов, увеличения длительности накопления информации и т. д.
Б.3.6.3 Регистрацию ЧР производят в кратковременном и долговременном режимах.
Кратковременный режим представляет собой режим измерения ЧР, при котором длительность одного цикла измерений t1ц намного меньше временного интервала между циклами измерений t2 . Типичными случаями кратковременных измерений характеристик ЧР являются послеремонтные испытания оборудования с целью проверки качества обработки изоляции.
Долговременный режим измерения представляет собой режим измерения ЧР, при котором общее время tи измерения ЧР достаточно для исключения большого разброса данных из-за стохастического характера ЧР.
Б.3.7 Обработка и анализ результатов, оформление протокола регистрации ЧР.
Б.3.7.1 На первом этапе обработки результатов измерений производят компьютерную обработку данных с целью отделения сигналов ЧР от сигналов помех с использованием специализированного программного обеспечения.
Б.3.7.2 На втором этапе обработки результатов измерений определяют количество и место расположения очагов наиболее интенсивных ЧР.
Б.3.7.3 На третьем этапе производят анализ результатов регистрации ЧР, экспертную оценку вида дефекта и степени его опасности.
Вид дефекта определяют на основе опыта заводских и эксплуатационных испытаний.
Для получения объективных оценок текущего состояния объекта и формирования обоснованных прогнозов необходимо привлекать всю доступную информацию, как то:
— диэлектрические характеристики различных электроизоляционных систем объекта,
— результаты всех видов анализов проб масла и образцов твердой изоляции,
— результаты тепловизионного обследования,
— результаты измерения сопротивления короткого замыкания;
— результаты дефектографирования обмоток низковольтным импульсом,
— результаты вибрационного обследования усилий прессовки обмоток и магнитопровода,
— дополнительные данные регистрации ЧР другими методами, например, акустическим и электромагнитным и т. д.
При оценке состояния изоляции должен проводиться анализ конструкции объекта (и той его части, где найден очаг ЧР), а также опыта эксплуатации объекта и его аналогов, который дает информацию о вероятности появления необратимых повреждений.
Б.3.7.4 В случае нахождения источника ЧР в главной изоляции, следует ориентироваться на следующие уровни максимального кажущегося заряда q ЧР:
бездефектное состояние, пКл . 2 ;
— виброскорость — более 20 мм/с;
— виброперемещение — более 100 мкм.
При проведении дополнительного анализа могут быть также использованы данные следующих исследований:
— измерение виброхарактеристик при одной нагрузке и различных температурах;
— измерение виброхарактеристик при одной температуре и различных нагрузках;
— результаты анализа изменения распределения среднеквадратичных значений виброхарактеристик вдоль бака;
— изменения спектра виброхарактеристик.
При анализе результатов измерений необходимо учесть характер следующих параметров:
— изменение распределения среднеквадратичных значений виброхарактеристик вдоль бака;
— изменение спектров виброхарактеристик в каждой точке.
При оценке механического состояния трансформатора, рекомендуется учитывать также результаты измерений сопротивления короткого замыкания, переходных характеристик или частотного анализа.
КОНТРОЛЬ МАГНИТНОГО ПОЛЯ ВДОЛЬ РАЗЪЕМА БАКА ТРАНСФОРМАТОРА
Контроль магнитного поля вдоль разъема бака трансформатора производят прибором индикаторного типа ИНМП (измеритель напряженности магнитного поля) при холостом ходе и под нагрузкой.
Измерение производят установкой блока датчика вдоль разъема бака в 30-и точках.
С помощью приборов ИНМП выполняют измерение модуля вектора напряженности переменного магнитного поля на энергообъектах в целях охраны труда и повышения электробезопасности работ.
Д.1 Характеристики измерителя напряженности магнитного поля ИНМП
Приборы ИНМП состоят из двух блоков: блока датчиков переменного тока и блока вторичных преобразователей.
Характеристики прибора ИНМП:
поддиапазоны измерения, А/м . 0-50; 0-500; 0-5000
время непрерывной работы, ч . 10
индикация результата . цифровая
На передней панели прибора расположены:
— переключатель диапазонов «Диапазон, А/м»;
— индикатор для отсчета значений напряженности магнитного поля «А/м»;
— кнопка и индикатор «контр. пит.»;
— тумблер включения прибора «вкл».
Результат регистрации сигнала высвечивается на цифровом жидкокристаллическом индикаторе в поддиапазонах:
Зашкаливание прибора определяют по показаниям на цифровом жидкокристаллическом индикаторе в поддиапазонах:
Д.2 Методика проведения измерений
Д.2.1 Измерение модуля напряженности магнитного поля осуществляют трехкомпонентным индукционным датчиком, каждая из компонент которого опрашивается блоком вторичных преобразователей. Результат измерения вычисляют по формуле
(Д.1)
где — сигнал, пропорциональный квадрату амплитуды составляющей по оси X, А/м;
— сигнал, пропорциональный квадрату амплитуды составляющей по оси Y, А/м;
— сигнал, пропорциональный квадрату амплитуды составляющей по оси Z, А/м;
Д.2.2 Порядок выполнения измерений.
Д.2.2.1 Соединить кабелем блок датчиков с измерительным устройством.
Д.2.2.3 Поместить датчик в необходимую точку. Точки установки определяют, исходя из конструкции оборудования. Пример установки датчика приведен на рисунке Д.1.
Д.2.2.4 При измерении поднести датчик к баку и осторожно прикоснуться к нему. Рекомендуется располагать датчик в трехкоординатной системе по отношению к осям бака. При этом за результат принимают максимальное значение из измеренных на трех координатах.
Д.2.2.5 Произвести перестановку датчика в следующую точку. Повторить операции по Д.2.2.3-Д.2.2.4.
Д.3 Оценка результатов измерений
Отсутствие точек, в которых показания прибора различаются на порядок и более от остальных, свидетельствует об отсутствии аномальных явлений в исследуемой зоне бака.
Пример результатов измерений напряженности магнитного поля на конкретном трансформаторе и заключение о состоянии трансформатора приведен в таблице Д.1.
Рисунок Д.1 — Точки измерения магнитного поля по периметру бака трансформатора ОРЦ-417000/75-77У1
Таблица Д.1 — Результаты измерений напряженности магнитного поля на трансформаторе ОРЦ-417000/750-77У1
(Д.1)
— сигнал, пропорциональный квадрату амплитуды составляющей по оси X, А/м;
— сигнал, пропорциональный квадрату амплитуды составляющей по оси Y, А/м;
— сигнал, пропорциональный квадрату амплитуды составляющей по оси Z, А/м;
