ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»

(КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»)

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель Генерального

директора – Технический директор

ФГУП концерн «Росэнергоатом»

Н.М. Сорокин

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ДИАГНОСТИКЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ, ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ И ИХ ВВОДОВ

МУ 0634-2006

Дата введения – 01.06.2006 г.

Генеральный директор ООО «Диагностические комплексы и системы» Ю.П. Аксенов	Заместитель Технического директора ФГУП концерн «Росэнергоатом» Н.Н. Давиденко
	Руководитель Департамента НТП ФГУП концерн «Росэнергоатом» С.А. Немытов
	Руководитель Департамента по ТО и Р ФГУП концерн «Росэнергоатом» В.Н. Дементьев

РАЗРАБОТАНО

Генеральный директор ООО «ДИАКС»		д.т.н. Ю.П. Аксенов
Заместитель главного инженера ООО «ДИАКС»		А.В. Голубев
Главный специалист		к.т.н. с.н.с. В.И. Завидей
Главный специалист		к.т.н. с.н.с. Р.Я. Захаркин
Ведущий специалист		А.П. Прошлецов
Начальник отдела		А.Г. Фаробин
Начальник отдела		И.В. Ярошенко
Нормоконтроль		С.А. Лошакова

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН ООО «Диагностические комплексы и системы» (Ю.П. Аксенов – д.т.н., А.В. Голубев, В.И. Завидей – к.т.н., с.н.с., Р.Я. Захаркин – к.т.н., с.н.с.)

2 ВНЕСЕН Департаментом научно-технической поддержки концерна «Росэнергоатом» (С.А. Немытов)

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Письмом концерна «РОСЭНЕРГОАТОМ» от 31.03.2006 г. № 249

4 ОБЯЗАТЕЛЕН Для атомных станций в составе концерна «РОСЭНЕРГОАТОМ», для предприятий, обеспечивающих контроль технического состояния электрооборудования, а также для всех других предприятий, привлекаемых к выполнению работ (оказанию услуг), связанных с техническим обслуживанием электрооборудования атомных станций.

5 ВВОДИТСЯ для диагностики силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов вместо утративших силу РД ЭО-0189-00.

1. Общие положения

1.1. Область применения

1.1.1. Настоящие «Методические указания по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов» составлены на основе накопленного опыта концерна «Росэнергоатом» по диагностике маслонаполненного оборудования и вводятся вместо РД ЭО-0189-00. Данные МУ определяют методологию и процедуру оценки технического состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов с целью их безопасной эксплуатации.

1.1.2. Настоящими МУ следует пользоваться при выполнении диагностики по освидетельствованию технического состояния и определению ресурса силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов с использованием измерений характеристик частичных разрядов и тангенса угла диэлектрических потерь в изоляции, термографии, контроля параметров трансформаторного масла, вибро- и акустической диагностики, главным образом, под рабочим напряжением.

1.1.3. Данные МУ не отменяют и не заменяют действующую эксплуатационную и нормативную документацию – «Объем и нормы испытаний электрооборудования», а дополняют и уточняют их в части критериальных оценок при проведении диагностики на рабочем напряжении и на отключенном оборудовании.

1.2. Назначение

Основным назначением данных МУ являются:

описание порядка и объема проведения необходимых контрольно-измерительных и диагностических операций для повышения вероятности обнаружения и выявления на ранней стадии развивающихся дефектов в изоляции активной части силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов;

определение текущего технического состояния и ресурса трансформаторов для обеспечения их надежной эксплуатации, а также для выработки мероприятий для обеспечения надежной эксплуатации при истечении у трансформатора срока службы (РД 3420.501.95 п. 1.5.2.);

определение сроков и объемов ремонтных мероприятий.

1.3. Основание для разработки методических указаний

Настоящие МУ разработаны на основании:

«Программы мероприятий по обеспечению ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности при эксплуатации АЭС», п.7.2.2.

Опыта практического применения РД ЭО 0189-00 «Методические рекомендации по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении», утвержденных Техническом директором концерна «Росэнергоатом» 12.01.00.

1.4. Нормативные ссылки

При разработке МУ использованы следующие нормативные и технические документы:

МЭК-270	«Измерения характеристик частичных разрядов».
IEEE-Std 1434-2000	«Trial Use Guide to the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery».
ГОСТ 20074-83	«Метод измерения характеристик частичных разрядов».
ГОСТ 2.105-95	«Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам». «Инструкция по делопроизводству в центральном аппарате концерна «Росэнергоатом».
ГОСТ 2.104-68	«Единая система конструкторской документации. Основные надписи».
ГОСТ 2.106-96	«Единая система конструкторской документации. Текстовые документы».
РД ЭО 0069-97	«Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций».
РД ЭО 0348-02	«Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций».
РД ЭО 0410-02	«Методические указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов».
РД 3420.501.95	ПТЭ, 15-ое издание.
РД ЭО-0189-00	«Методические рекомендации по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении». «Порядок проведения локации разрядных явлений на трансформаторах, автотрансформаторах и шунтирующих реакторов на рабочем напряжении», утвержден техническим директором концерна «Росэнергоатом» от 04.06.02. «Типовая инструкция о порядке проведения измерений характеристик ЧР в изоляции основного высоковольтного оборудования на рабочем напряжении», утверждена техническим директором концерна «Росэнергоатом» от 12.07.01.
РД 34.45-51.300-97	"Объем и нормы испытания электрооборудования". Издание шестое. РАО "ЕЭС России".
РД153-34.0-20.363-99	"Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ".
РД 34.04-46.303-98	"Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов"
РД 34.43107095 и РД 34.45-51.300-97	"Методические указания по проведению физико-химического анализа масла и влагосодержания"
РД153-34.0-46.302-00	«Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле».
РД ЭО 0410-02	«Методические указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов».

1.5. Терминология

1.5.1. В методических указаниях применены термины, соответствующие ПН АЭ Г-01-011-97 (ОПБ-88/97), государственным стандартам по надёжности и по общим требованиям к конкретному виду оборудования и изделиям, являющихся предметом настоящей методики. Также применены термины, соответствующие РД ЭО 0069-97 «Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций».

1.5.2. Расшифровка специфических терминов, используемых при отдельных видах диагностики, приведены в Приложениях А и В.

1.5.3. Перечень буквенных обозначений и сокращений:

АЭС – атомная электростанция.

ИК – инфракрасное излучение.

ИРЗ, PDA – аналоговый прибор для измерений n(Q).

ИЭ – измерительный элемент.

Кд – нормируемый коэффициент.

Кдеф – коэффициент дефектности.

КЗ – короткое замыкание.

МПД – многопараметрическая диагностика.

РД – методические рекомендации.

МУ – методические указания.

"Н" – оценка технического состояния, как "Норма".

"НСО" – оценка технического состояния, как "Норма с отклонениями".

"НСЗО" – оценка технического состояния, как "Норма со значительными отклонениями".

"У" – оценка технического состояния, как "Ухудшенное".

СТ, ТМР, 2L – датчики ЧР.

ТИФ – термографическая информационная функция.

АТ – автотрансформатор.

БТ – блочный трансформатор.

ТСН – трансформатор собственных нужд.

РТСН – резервный трансформатор собственных нужд.

ЧР – частичный разряд.

ЭРА – электроразрядная активность.

I – ток, А.

F(t°) – стилизованная функция ТИФ.

Р – средняя мощность ЧР, в относительных единицах.

PDPA – амплитудный анализатор с компьютерным управлением для фиксации n(Q).

Р1 – обобщенная мощность тепловыделений при обработке информации по тепловизионному контролю.

Т, Т, t – температура, °С.

tg – тангенс угла диэлектрических потерь.

Q – амплитуда импульса от ЧР, измеряемая в вольтах на используемом индикаторе.

n – число импульсов от ЧР на период промышленной частоты.

n(Q) – функция распределения числа импульсов от амплитуды импульса.

1.6. Виды и объемы обследований

1.6.1 В настоящих МУ применение различных методов обнаружения и выявления дефектов на стадиях их возникновения и развития обусловлено, как физическими механизмами образования дефектов и скоростью их развития до выхода оборудования в предельное состояние, так и требованием охвата контролем большого парка оборудования в работе, при ограничениях на их отключение для проведения измерений электрических параметров.

1.6.2 Настоящие МУ применяются для обследований трансформаторного оборудования, включая:

силовые высоковольтные маслонаполненные трансформаторы с высоковольтными вводами;

силовые высоковольтные трансформаторы с экранированными кабельными вводами;

сухие трансформаторы с кабельными выводами.

1.6.3 В данных МУ применяются подходы, обеспечивающие приемлемую надежность диагноза трансформаторов (реакторов) при минимальных затратах на их выполнение за счет следующих видов диагностики:

контрольного – измерения на рабочем напряжении в контрольных точках и режимах (100% охват всего парка оборудования);

расширенного – с измерением набора характеристик по используемым видам диагностики на рабочем напряжении;

комплексного – включающего измерения на рабочем напряжении и на отключенном трансформаторе.

2. Требования к средствам измерений

2.1. Требования к измерительным средствам

2.1.1. Для испытаний трансформаторов (реакторов) должны использоваться стандартные средства измерений. Нестандартные средства измерений должны пройти межведомственные испытаний (МВИ) и должны быть рекомендованы межведомственной комиссией для применения на АЭС, электростанциях и сетях.

2.1.2. Программное обеспечение для используемых измерительных средств должно обеспечивать анализ и обработку полученных результатов, и выпуск протоколов.

2.2. Требования к термографическим средствам измерений

Для проведения термографических измерений следует использовать ИК-тепловизоры длинноволнового диапазона 8-12 мкм, чувствительностью 0,06-0,1 °С, временной стабильностью не хуже 0,1 °С/час, угловым разрешением не хуже 1,5 мрад.

Программное обеспечение термографа должно обеспечивать возможность коррекции излучательной способности объекта, получение температур в точке, линии сканирования, максимальных, средних минимальных значений по выделенной области, построение гистограмм, экспорт термограмм во внешние программные приложения (Excel, Mathcad).

2.3. Требования к системе измерений частичных разрядов:

чувствительность системы измерений не хуже 10 мВ (5 пКл);

диапазон измерений амплитуды импульса 10-105 (мВ);

временное разрешение при анализе однократных импульсов 10-7с;

программная возможность проведения статистической обработки для построения кривой распределения потока импульсов n(Q).

2.4. Требования к проведению хроматографического анализа газов

Анализ должен производиться аппаратурой, обеспечивающей предел обнаружения в масле газов не выше

для водорода 0,0005% об;

для метана, этилена, этана 0,0001% об;

для ацетилена 0,00005% об;

для оксида и диоксида углерода 0,002% об;

для воды по РД 34.45-51.300-97 0,05% об;

общее газосодержание 0,01% об.

2.5. Требования к электрическим испытаниям

Измерения электрических параметров на выведенных из эксплуатации аппаратах производится стандартными электроизмерительными средствами, предусмотренными нормативной и эксплуатационной документацией.

2.6. Требования к условиям проведения измерений (состояние окружающей среды)

2.6.1 Погодные условия

1) Проведение тепловизионных измерений следует выполнять в сухую безветренную погоду при температуре окружающей среды выше 5 °С в ночные часы, спустя 3 часа после захода солнца. Не следует выполнять обследование при повышенной влажности, выпадении росы, инея, дождя и мокрого снега, наличия тумана. Допускается проведение измерений в дневное время при наличии устойчивой плотной облачности. Для повышения обнаружительной способности и лучшего распознавания характера дефекта, измерения следует проводить при близких к номинальным условиям токовых нагрузок и в режиме холостого хода.

2) Измерения частичных разрядов могут проводиться в сухую погоду при температуре не ниже -10 °С.

3) Допустимые температуры окружающей среды для проведения различных видов измерений связаны с предельной температурой изоляции, приемлемой для измерений или сопутствующих им процедур:

отбор масла, должны производиться при температуре изоляции t 5 °С. Работы при более низких температурах возможны, но решение принимается техническим руководителем предприятия. При этом рекомендуется повторить такие измерения в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5 °С;

для обеспечения корректного сопоставления различных результатов измерений необходимо, чтобы температуры изоляции при этих измерениях отличались не более, чем на 5 °С. При больших отличиях необходимо приведение этих данных (пересчет) к единой базе, например, к нормальным условиям (20 °С, 760 мм.рт.ст.). Пересчет выполнять по специальным формулам, как правило, представленным в инструкциях по эксплуатации и стандартах на конкретные виды оборудования.

4) Влажность атмосферы при проведении измерений и испытаний внешней изоляции не должна приводить к выпадению росы или инея на поверхности. Во время дождя испытания запрещены.

2.7. Требования к персоналу

К производству работ по оценке технического состояния допускается аттестованный персонал, имеющий соответствующие сертификаты на проведение работ. Привлекаемые к измерениям специализированные организации должны иметь лицензию Ростехнадзора России.

2.8. Требования к программе испытаний

Программы обследований конкретных объектов, необходимый объем испытания, а также набор контролируемых характеристик разрабатывается специализированной организацией в соответствии с настоящими МУ, утверждаются главным инженером станции. Типовая техническая программа – в Приложении И.

3. Требования безопасности

Испытания и измерения характеристик трансформаторов (реакторов) должны проводиться с учетом требований общих и местных правил техники безопасности с учетом особенностей технологии диагностики. Измерения на рабочем напряжении проводятся бригадой не менее 2-х лиц по распоряжению в порядке обхода и осмотра оборудования.

4. Методы диагностики

Используемые в настоящих МУ методы диагностики приведены в Приложениях АЖ.

Определение технического состояния трансформаторов и их систем производится на основании результатов нескольких основных независимых видов диагностики:

контроля уровня электроразрядной активности (Приложение А) при вариации мощности и температуры (Приложение Ж);

средства измерений характеристик разрядной активности (Приложение Б);

тепловизионного контроля (Приложение В), при вариации мощности (Приложение Ж);

контроля параметров трансформаторного масла (Приложение Г);

вибродиагностики (Приложение Д);

анализа эксплуатационной документации и проф.испытаний (Приложение Е);

образец типового заключения о техническом состоянии (Приложение З).

пример технической программы обследования силовых трансформаторов (Приложение И).

При этом выполняются обследования активной части трансформатора (магнитопровод, обмотки), высоковольтных вводов, РПН или ПБВ и систем охлаждения, типовая техническая программа обследований трансформаторов (Приложение И).

В случае имевшихся в эксплуатации близких К.З. возможно проведение обследований при зондировании обмотки низковольтными импульсами.*

_______________

* Обследование НВИ в данных МУ не рассматривается.

5. Принципы, используемые для определения технического состояния и обоснования объема мероприятий по дальнейшей эксплуатации

Определение технического состояния трансформатора выполняется в соответствии с подходами многопараметрической диагностики (МПД), определенными в РД ЭО-0188-00 «Методические рекомендации по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций».

5.1. Процедура определения технического состояния

В приложениях (А, Б, В, Г, Д, Е, Ж), в зависимости от вида диагностики, для зафиксированных характеристик обнаруженного дефекта даны критерии, на основании которых проводится оценка технического состояния по пятиуровневой шкале, согласно табл. 5.1. Особенности процедуры обследования и оценки технического состояния трансформаторов собственных нужд типа ТРДНС 63000/35, ТРДНС 40000/35, число переключений РПН в которых в течение года не превышает пяти (это характерно для блоков АЭС) указываются в соответствующих разделах приложений А, В и Г. Оценка технического состояния активной части, а также вводов, РПН и систем охлаждения проводится раздельно и указывается в Заключении (Приложение З).

5.2. Принятие заключения о техническом состоянии

При определении технического состояния с учетом нескольких видов диагностики могут представиться следующие ситуации:

все методики дают одинаковую классификацию;

только часть независимых методик дает одинаковую классификацию.

При различающихся классификациях по разным методам – итоговая классификация проводится по худшей оценке. Объемы мероприятий по условиям эксплуатации и корректирующим мероприятиям указаны в табл. 5.1.

Таблица 5.1 – Определение технического состояния условий дальнейшей эксплуатации и назначенный срок эксплуатации, объемы корректирующих мероприятий

По «Объему и нормам...»	Исправное		Неисправное
По настоящему МУ	Норма	Норма с отклонениями	Норма со значительными отклонениями	Ухудшенное	Предаварийное
Принятый в ФСК «ЕЭС России» Приказ №100, 2003 г.	Норма	Рабочее		Ухудшенное	Предаварийное
По РД ЭО-0069-97	Отсутствие явных дефектов	Малозначительный дефект	Значительный дефект	Критический дефект	Предельное состояние
Рекомендации по дальнейшей эксплуатации и определение сроков надежной эксплуатации (при отсутствии непроектных воздействий)	Эксплуатация в соответствии с действующей эксплуатационной документацией. Назначенный срок службы 3-5 лет в зависимости от времени эксплуатации трансформатора.	Эксплуатация с выполнением отдельных диагностических мероприятий. Назначенный срок службы 3 года.	Ограничение по эксплуатации, дополнительная диагностика. Назначенный срок службы 2 года.	Ограничение эксплуатационных воздействий, учащенный контроль, планирование ремонта. Назначенный срок службы 6 месяцев.	Немедленный вывод из работы или эксплуатации в режиме специального контроля с непрерывным или учащенным контролем ЭРА, отбором проб масла через 7 дней.

6 Виды обследований и объемы работ при их проведении

6.1 Контрольное обследование

Контрольное обследование проводится на рабочем напряжении и включает контроль разрядной активности по баку, вводам и узлу РПН, а также анализ эксплуатационной документации. Измерения характеристик ЧР проводятся в соответствии с Приложением А.

Анализ эксплуатационной документации соответствии с Приложением Е.

6.1.1 Анализ результатов обследований и оценка технического состояния

Принятие решения о техническом состоянии по результатам контроля разрядной активности производится по анализу распределений n(Q), полученных при измерениях, путем их сопоставления с критериальными кривыми (Приложение А, рис. А.2, А.3). При этом техническое состояние может оцениваться как "Норма", "Норма с отклонениями", "Норма со значительными отклонениями".

6.1.2 Рекомендации по результатам обследований

1) Эксплуатация без увеличения объема обследований.

При оценке "Норма" дальнейшая эксплуатация выполняется в соответствии с технической документацией.

2) Выполнение повторных измерений.

Если при выполнении обследования получена «Норма с отклонениями», то выполняются повторные измерения.

3) Эксплуатация с увеличенным объемом обследований.

Если для оборудования техническое состояние соответствует "Норме со значительными отклонениями", то для данного оборудования необходимо проведение расширенного обследования.

6.1.3. Документирование результатов контрольного обследования

По результатам контрольного обследования составляется протокол с фактическими данными и Акт, в которых отражается техническое состояние трансформатора и его узлов и рекомендации по дальнейшей эксплуатации и определением сроков надежной эксплуатации.

6.2. Расширенное обследование

Обследование проводится на рабочем напряжении и включает большее число измеряемых характеристик, чем контрольное обследование и предусматривает полный анализ эксплуатационной документации и результатов профилактических, заводских, пусконаладочных испытаний по оборудованию, имеющему зафиксированные дефекты в системах оборудования, определенные при контрольном обследовании. Результаты расширенного обследования используются для определения необходимости и сроков проведения ремонта и определения сроков надежной эксплуатации. Расширенное обследование проводится в соответствии с графиком (текущее) или внеочередное.

6.2.1 Контроль разрядной активности

На оборудовании, рекомендованном к расширенному обследованию, проводятся измерения характеристик разрядных явлений в активной части трансформатора, вводах и РПН*, включая:

_____________________

* Особенность определения технического состояния РПН указана в Приложении А, п.7.3.1.3, Приложении В, п.6.5.

определение распределений n(Q), для подтверждения факта повышенной активности, проводится в соответствии с Приложением А;

проведение объемной локации (по Приложению А, раздел 7) для определения зоны с повышенной разрядной активностью;

определение формы разрядного явления (частичный разряд в изоляции, искрения между витками, дуговые процессы) Приложение А, раздел 4.

Для получения данных по диапазону изменений характеристик разрядных явлений указанные выше измерения могут выполняться при вариации мощности трансформатора и температуры масла (Приложение Ж). При наличии искрений в пакете активной стали с учетом сроков эксплуатации возможно проведение вибродиагностики (Приложение Д).

6.2.2 Тепловизионный контроль

На оборудовании, рекомендованном к расширенному обследованию, проводится тепловизионный контроль с анализом термографических информационных функций (ТИФ) в соответствии с Приложением В. Для уточнения характера тепловых процессов проводится вариация мощности трансформатора (Приложение Ж). Кроме того, проводится контроль узлов системы маслоохлаждения, перегревов маслонасосов.

6.2.3 Контроль масла

Контроль параметров трансформаторного масла проводится в соответствии с Приложением Г. Для оценки влагосодержания в бумажной изоляции активной части проводится анализ влагосодержания масла при вариации температуры (Приложение Ж).

6.2.4 Вибрационный контроль

Данный вид контроля проводится при наличии показаний (длительный срок эксплуатации без ремонта, наличие показаний). Виброконтроль проводится для оценки возможного снижения усилий прессовки обмотки и магнитопровода по определению аномальных зон вибраций (проводится на максимальной нагрузке). Контроль проводится в соответствии с Приложением Д.

6.2.5 Анализ результатов обследований и оценка технического состояния

Классификация технического состояния по результатам расширенного обследования:

Принятие решения по результатам контроля разрядной активности в соответствии с п.6 Приложение А.

Принятие решения по результатам тепловизионного контроля в соответствии с п.5 Приложения В.

Принятие решения по результатам контроля масла в соответствии с Приложением Г.

Принятие решения по виброконтролю в соответствии с Приложением Д.

Принятие решений по анализу эксплуатации по Приложению Е.

6.2.6 Рекомендации по результатам расширенного обследования

1) Эксплуатация без увеличения объема обследований.

Дальнейшая эксплуатация выполняется без увеличения объема обследований в случаях, если по контролю разрядной активности, по тепловизионному контролю и анализу масла состояние классифицируется не хуже, чем "НСО". Периодичность обследований определяется графиком.

2) Показания к проведению дополнительных измерений в рамках расширенного обследования.

Если хотя бы по одному методу контроля зафиксирован дефект, классифицируемый как «НСЗО», то выполняются дополнительные измерения в соответствии с табл. 6.1.

3) Показания к применению учащенного или непрерывного контроля разрядной активности дефектного узла.

Учащенный или непрерывный контроль разрядной активности проводится для определения динамики роста дефекта в тех случаях, когда в активной части, вводе или РПН зафиксирована разрядная активность на уровне «Ухудшенного», по другим методам состояние классифицируется не хуже, чем «НСЗО», а также во всех случаях, когда оборудование не может быть выведено из работы. Применение средств измерений – по Приложению Б.

Таблица 6.1 – Объем дополнительных измерений

Узел трансформатора	Метод	Классификация технического состояния по выполненным измерениям	Объем измерений, которые необходимо выполнить дополнительно в рамках расширенного обследования при данной классификации технического состояния
Активная часть	Локация разрядной активности	НСЗО	Локация с вариацией мощности и температуры, при постоянной мощности 1 раз в 6 месяцев
	Тепловизионный контроль	НСЗО	Контроль с вариацией мощности
	Анализ масла	НСО	Отбор проб – 1 раз в 6 мес.
		НСЗО	Отбор проб – 1 раз в месяц
	Виброконтроль	НСЗО – по результатам контроля искровые явления в пакете активной части	Измерения при вариации мощности
Вводы	Контроль разрядной активности	НСЗО	Повтор измерений через 6 мес.
	Тепловизионный контроль	НСЗО	Повтор измерений через 6 мес.
	Анализ масла	НСЗО	Внеочередные измерения ЧР и тепловизионный контроль
РПН	Контроль разрядной активности	НСЗО, интенсивное искрение	Учащенный контроль разрядной активности на узле РПН. Внеочередной анализ масла и тепловизионный контроль
	Тепловизионный контроль	НСЗО	Повтор измерений через 6 мес.
	Анализ масла	НСО	Отбор проб через 6 мес.
		НСЗО	Дополнительно к учащенному анализу масла измерения ЧР и тепловизионный контроль

4) Показания к проведению комплексного обследования.

В объем комплексного обследования входят результаты расширенного обследования, а также измерения на отключенном трансформаторе. Трансформатор планируется к выводу из работы для профилактических испытаний, если при выполнении дополнительных измерений в рамках расширенного обследования состояние узлов классифицировано как «УХУДШЕННОЕ», или, если в случае непрерывного контроля разрядная активность превышает «установленный критерий».

6.2.7 Документирование результатов расширенного обследования

По результатам обследований составляется протокол с фактическими данными в соответствии с Приложением З и Акт, в котором указывается оборудование с техническим состоянием "Ухудшенное" и рекомендациями по их дальнейшей эксплуатации, а также сроков вывода трансформатора из эксплуатации для выполнения на отключенном трансформаторе.

6.2.8 Определение срока службы трансформатора на основе расширенных обследований.

Определение сроков надежной эксплуатации и объема корректирующих мероприятий приводятся в табл. 6.2 с учетом табл. 5.1 и 6.1.

Таблица 6.2 – Определение условий дальнейшей эксплуатации и объемов корректирующих мероприятий для поддержания эксплуатационной надежности

Техническое состояние трансформатора и его отдельных узлов				Назначаемый срок надежной эксплуатации (при отсутствии непроектных воздействий, включая: К.З., прорыв газового импульса и т.д.)	Условия дальнейшей эксплуатации и объем корректирующих мероприятий
Общее техническое состояние трансформатора	Техническое состояние
	Высоковольтная изоляция (обмотки, вводы и т.д.)	Крепления активной части и состояние пакета	Узел РПН
Н	Н	НСО	Н	Продолжение эксплуатации в соответствии с действующей документацией в течение 5 лет	Повторное обследование в объеме контрольного через 2-3 года (с учетом срока эксплуатации трансформатора)
НСО	Н	НСО	НСО	Продолжение эксплуатации в соответствии с действующей документацией в течение 3 лет	Повторное обследование в объеме контрольного через 1 год
	НСО	НСО	НСО
НСЗО	НСО	НСЗО	НСО	Продолжение эксплуатации в соответствии с действующей документацией в течение 2 лет	Повторное обследование в объеме расширенного через 1 год. Контроль разрядной активности через 6 месяцев. Анализ масла через 1-6 месяцев
		НСО	НСЗО
	НСЗО	Н	Н
		НСО	Н
		Н	НСО
		НСЗО	Н(НСО)		Повторное обследование в объеме расширенного через 1 год. Контроль ЭРА и отбор масла 1 раз в 3 месяца.
		Н(НСО)	НСЗО
Ухудшенное	Если любой из узлов трансформатора имеет технической состояние «Ухудшенное»			Эксплуатация в течении 1 года с планированием вывода в ремонт для проведения комплексного обследования.	Контроль разрядной активности системой постоянного контроля и отбор масла 1 раз в 3 месяца.

6.3. Комплексное обследование

В объем комплексного обследования входит как расширенное обследование на рабочем напряжении с учетом дополнительных измерений и результатов учащенного контроля, так и измерения на отключенном трансформаторе в объеме, определенном «Объемом и нормами». Комплексное обследование проводится для трансформаторов, имеющих значительные или критические дефекты, определенные расширенными обследованиями, а также в тех случаях, когда необходимы обоснования сроков и объемов проведения ремонта.

Диагностика оборудования и анализ его технического состояния при комплексном обследовании проводится в полном объеме Приложений А, Б, В, Г, Д, Е и Ж.

6.3.1 Документирование результатов комплексных обследований

По результатам комплексных обследований составляется Заключение и Протокол с фактическими данными в соответствии с Приложением З на основании табл. 5.1 и 6.2 с указанием мероприятий по условиям дальнейшей эксплуатации или вывода в ремонт.

6.3.2 Обследование при проведении ремонта.

Ремонт трансформатора по показаниям выполняется, если техническое состояние соответствует «НСЗО» по состоянию изоляции или «Ухудшенному» по другим узлам (табл. 6.3).

При этом проводятся предремонтные диагностические операции, измерения при проведении ремонта и послеремонтные мероприятия.

По табл. 6.3 также назначаемый срок надежной эксплуатации и условия ее обеспечения по результатам послеремонтной диагностики.

Определение ресурса трансформатора на основе комплексного обследования.

Определение сроков проведения работ оценки технического состояния и эксплуатационной надежности трансформатора дается в табл. 6.2 и 6.3.

Таблица 6.3 – Определение диагностических мероприятий при проведении ремонта трансформаторов

Предремонтные мероприятия		Выполнение ремонта		Послеремонтные мероприятия
Техническое состояния до проведения ремонта	Условия эксплуатации и объем корректирующих мероприятий	Условия проведения ремонта	Оценка состояния при проведении ремонта	Результат послеремонтной диагностики	Назначаемый срок надежной эксплуатации и условия ее обеспечения
НСЗО	В течение 1 года, при условии учащенного периодического контроля	По результатам комплексных обследований выдается протокол с определением узлов, имеющих потенциальные дефекты (предремонтная диагностика)	Возможно восстановление технического состояния	Н	Повторные обследования через 1 год
				НСО	Повторные обследования через 6 месяцев
Ухудшенное	При условии применения непрерывного контроля разрядной активности переносными или постоянными системами мониторинга			НСО	Эксплуатация при учащенном контроле
			Имеют место необратимые явления деградации	НСЗО	Эксплуатация при постоянном мониторинге. Проверка уставок срабатывания защиты трансформатора для предотвращения развития аварии в случае повреждения трансформатора. Вывод из эксплуатации при достижении диагностируемой характеристики предельного значения.
				У	Эксплуатация при постоянном мониторинге. Проверка уставок срабатывания защиты трансформатора для предотвращения развития аварии в случае повреждения трансформатора. Вывод из эксплуатации при достижении диагностируемой характеристики предельного значения. Планировать замену.

Приложение А

Методы, средства и обработка результатов по измерениям характеристик частичных разрядов в изоляции силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов и их вводов

Электроразрядная активность (ЭРА) является индикатором числа и степени развитости дефекта в электрической изоляции. Характеристики разрядных явлений, главным образом, динамика (их цикличность, зависимость от температуры окружающей среды) при анализе всего потока импульсов на рабочем напряжении за длительный период времени (6-10 месяцев) позволяет оценивать техническое состояние изоляции.

1. Пояснения терминов, используемых в тексте (по ГОСТ 20074-83)

Термин	Пояснение
1. Частичный разряд	Электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами.
2. Заряд частичного разряда qЧР	Заряд, переносимый по каналу разряда при каждом частичном разряде в диэлектрике
3. Нормированная интенсивность частичных разрядов	Предельно допустимое численное значение какой-либо характеристики интенсивности частичных разрядов, установленное для данного объекта испытаний стандартом на электрооборудование конкретного типа.
4. Нормированное напряжение частичных разрядов	Напряжение, для которого установлена нормированная интенсивность частичных разрядов.
5. Кажущийся заряд q частичного разряда	Абсолютное значение такого заряда, при мгновенном введении которого между электродами испытуемого объекта напряжение между его электродами кратковременно изменится на такое же значение, на какое изменилось бы при частичном разряде.
6. Частота следования n частичных разрядов	Среднее количество частичных разрядов за 1 с, в настоящих МУ принято число импульсов за период промышленной частоты (имп/пер).
7. Средний ток I частичных разрядов	Сумма абсолютных значений кажущихся зарядов qi частичных разрядов, взятых за определенный временной интервал Т, деленная на этот временной интервал (Кл/с, А).
8. Напряжение возникновения частичных разрядов Ui	Наименьшее значение напряжения, при котором интенсивность частичных разрядов становится равной или превышает нормированную интенсивность при повышении напряжения на объекте испытаний.
9. Напряжение погасания частичных разрядов Ue	Наименьшее значение напряжения, при котором интенсивность частичных разрядов становится равной или меньше нормированной интенсивности при снижении напряжения на объекте испытаний.
10. Помехи	Электромагнитные процессы, воздействующие на измерительную схему, вносящие искажения в показания измерительного устройства и ограничивающие его чувствительность.
10.1 Внешние помехи	Помехи независящие от напряжения, приложенного к объекту испытаний, и вызываемые коммутационными процессами в посторонних цепях, излучениями радиопередающих устройств, работой вращающихся машин и т.п.
10.2 Внутренние помехи	Помехи, зависящие от приложенного к объекту испытаний напряжения, обычно возрастающие при увеличении напряжения и вызываемые разрядами в элементах схемы (например, в испытательном трансформаторе, соединительном конденсаторе, на соединениях высокого напряжения) или искрением в местах некачественного заземления близко расположенного постороннего оборудования.
11. Нижняя и верхняя частоты полосы пропускания f1 и f2 измерительной схемы	Частоты, при которых частотная характеристика изменяется не более чем на 3 дБ от ее значения в горизонтальной части.
12. Амплитуда импульса от ЧР – Q	Максимальное значение амплитуды импульса в Вольтах, используется при измерениях на рабочем напряжении, когда нет возможности проведения градуировки.

2. Контролируемые характеристики

2.1. Измеряемые характеристики

Разрядные явления количественно характеризуются кажущимися зарядами Q единичных разрядов и частотой их следования n. Методические Указания предусматривают измерения частоты следования импульсов напряжения разрядов – ni с амплитудами напряжений. В результате измерений формируется распределение числа импульсов от ЧР в единицу времени от величины амплитуды напряжения, т.е. n(Q).

Количественные соотношения между измеренными амплитудами напряжения и кажущимся зарядом разрядов устанавливаются с помощью градуировки: Qi = Aq · Umax, где Aq – градуировочный коэффициент, (Кл/B), а Umax – амплитудное значение напряжения импульса разряда, (В).

2.2. Рассчитываемые характеристики

Для оценки состояния изоляции определяются:

- средняя мощность ЧР, рассчитываемая как:

(Вт),

где:

U – значение рабочего напряжения «фаза-земля», при котором производились измерения параметров разрядов, в Вольтах.

- тренды характеристик (изменений мощности P(t), величины зарядов Q(t)).

3. Измерения характеристик ЧР на рабочем напряжении с применением переносных датчиков и измерительных приборов

Средства измерений характеристик разрядной активности указаны в Приложении Б.

3.1. Программное обеспечение:

"DIACS Expert" – выполнена в оболочке "Windows". Программа выполняет расчет по разделу 2, включая: управление измерениями при использовании анализатора по заданной временной программе; расчет распределений n(Q); пересчет шкалы амплитуд в единицы заряда; расчет мощности разрядов – Р; сравнение результатов, построение зависимости изменений мощности разрядов от времени – P(t); подготовку протокола испытаний; архивацию результатов.

"DIACS PD Book" – в оболочке «DOS» для анализатора типа PDA-1B. Ручным вводом данных по q и по n позволяет выполнять: расчет распределений n(Q); пересчет шкалы амплитуд в единицы заряда; расчет мощности разрядов – Р.

"DIACS Expert 2002" – выполнена в оболочке "Windows" 95/ 98/ Ме/NT/2000. Программа включает: расчет распределений n(Q); расчет мощности разрядов – Р; сравнение результатов, построение зависимости изменений мощности разрядов от времени – P(t); подготовку протокола испытаний; архивацию результатов

3.2. Градуировка

Градуировка выполняется на отключенном оборудовании с использованием градуировочного генератора и градуировочного конденсатора.

3.3. Практически достигаемые уровни чувствительности

При измерениях в машинном зале - не хуже 20 пКл.

При измерениях на ОРУ напряжением до 220 кВ - не хуже 30 пКл.

Для ОРУ более 330 кВ – не хуже 100 пКл.

4. Формы разрядных явлений

Определение формы разрядного явления, обнаруженного при проведении измерений на рабочем напряжении, проводится по структуре импульса от разряда.

Структуры импульсов для ЧР, искры и дуги с описанием их особенностей даны в табл. А.1.

Таблица А.1 – Формы разрядных явлений

Типичная осциллограмма	Описание явлений
Частичный разряд в изоляции
ЧР в витковой изоляции обмотки СН автотрансформатора 500/220 кВ	«Частичный разряд» происходит в расслоениях изоляции, в газовых включениях и т.д. Частичные разряды имеют место только в том случае, если имеется электрическое поле. Поверхностные ЧР происходят вдоль поверхности диэлектрика под действием тангенциальной составляющей электрического поля. Из структуры импульса видно, что это одиночный выброс, обусловленный явлениями ионизации и далее, рекомбинацией, нейтрализациями и т.д. (задний фронт, длина – сотни нс). После заднего фронта следует колебательная структура, зависящая от схемы вывода сигнала из объекта испытаний и резонансных свойств его электрической схемы.
Искрения между металлическими частями.
Осциллограмма искровых явлений в пакете магнитопровода (искрения между листами U-2,5 B, I = 10 A)	«Искрения» разрядные явления с большим током между металлическими деталями, перенос зарядов в контакте происходит не за счет ионизации (образования электронных лавин), а за счет электролитических, тепловых и иных механизмов в контактном слое между двумя пластинами. Искрения имеют место в том случае, если протекают большие (хотя бы в импульсе) токи. Импульс высокочастотный (характерная частота 3-10 МГц) имеет структуру «цуга волн», длина цуга 0,5-1,5 нс.
Дуговые явления.
Осциллограмма, полученная при моделировании в момент зажигания дугового разряда (70 В, 100 А)	«Дуга» Дуговые явления инициируются при наличии плотной равновесной плазмы между контактами, при токах – более нескольких ампер при падении напряжения 12 В. Дуга возникает при образовании контура с разрывом. Характер горения дуги зависит от параметров этой цепи. При неустойчивом горении пакет импульсов синхронен с частотой переменного тока, при этом в моменты перехода через ноль ток дуги отсутствует.

5. Проведение измерений

Принципиальная схема измерений представлена на рис. А.1. После установки датчиков производятся замеры:

разрядной активности по контрольным точкам по распределениям n(Q);

выполняется локация зон разрядов по анализу осциллограмм.

Рис. А.1 Применение измерительного комплекса ДКЧР для контроля разрядной активности (PDPA+TMP2 или СТ) и локации (осциллограф + ТМР5 + ВИШ).

Расшифровка датчиков приведена в Приложении Б.

6. Анализ технического состояния по результатам измерений разрядной активности

В зависимости от характера n(Q) трансформаторы(реакторы) разделяются на три группы (рис. А.2, А.3)*:

______________________

* Следует указать, что приведенные критериальные кривые являются достоверными для указанных типов оборудования. В зависимости от конструкции, завода-изготовителя, режима эксплуатации кривая будет иметь отличия.

1) с состоянием изоляции, соответствующей «НОРМА» – если qmax менее принятого уровня помех и ниже кривой №1 (область, ограниченная сверху кривой №1).

2) с состоянием изоляции, соответствующей «НОРМА С ОТКЛОНЕНИЯМИ» и «НОРМА СО ЗНАЧИТЕЛЬНЫМИ ОТКЛОНЕНИЯМИ» - если qmax лежит в области между кривыми №1 и №2.

3) с состоянием изоляции, соответствующем «УХУДШЕННОМУ» если полученная зависимость n(Q) превышает критериальную (область, лежащая выше кривой №2).

Анализ технического состояния по измерениям разрядной активности является предварительным методом. На основании измерений ЧР далее проводится полный объем мероприятий.

Рис. А.2 Критериальные кривые для трансформаторов.

Рис. А.3 Критериальные кривые для реакторов.

7. Проведение объемной локации

Блок-схема измерений дана на рис. А.4. Состав оборудования приведен в подрисуночной надписи. Для идентичности измерений все используемые датчики должны иметь одинаковые частотные характеристики, а соединительные кабели тождественную электрическую длину, выровненную с точностью до 1нс, что позволяет обеспечить точность поверхностной локации 0,2-0,3 м. Каждый измерительный канал (датчик ТМР-5) состоит из датчика и измерительного кабеля длинной не менее 10 м, размещенного на транспортную катушку, которые маркируются следующими цветами: 1-й канал - «красный», 2-й канал – «желтый», 3-й канал - « зеленый», 4-й канал - «синий».

Особенности установки датчиков ЧР на трансформатор.

1) Общее представление об особенностях установки элементов схемы измерений приведено на рис. А.5. Датчик ТМР-5 («красный», «желтый», «зеленый», «синий») устанавливается на баке трансформатора, (автотрансформатора) в четырех точках в узлах координатной сетки.

2) Прокладка кабелей от транспортных катушек к измерительным приборам следует осуществлять без образования «барашков» параллельно. Кабель с катушек должен быть полностью смотан.

3) Точки установки датчиков, при измерениях параметров частичных разрядов, на трансформаторы (автотрансформаторы, шунтирующие реакторы).

4) Для трансформаторов (автотрансформаторов, шунтирующих реакторов), первоначально производится анализ потока импульсов электроразрядной активности с использованием «Анализатора частичных разрядов». После этого выполняется процедура осциллографирования сигналов от ЧР.

Рис. А.4 Блок-схема (1 – датчики ЧР типа ТМР-5; 2 – специальная кабельная линия (кабель РК50); 3 – встроенный декодер; 4 – осциллограф, 5 – компьютер).

Рис. А.5 Установка датчиков измерений разрядной активности на баке трансформатора для проведения объемной локации (слева-направо: красный, желтый, зеленый, синий).

7.1. Измеряемые характеристики и анализ результатов

1) Характеристики потока импульсов.

Измерения распределений n(Q), характеризующих поток импульсов, проводятся с каждого датчика, устанавливаемого в соответствующие точки бака трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора).

2) Анализ осциллограмм.

Осциллограммы являются наиболее информативной характеристикой, так как показывают, какие разновидности сигнала имеются. Осциллограммы свидетельствуют о временных особенностях электроразрядного процесса.

3) Установку датчиков на бак трансформатора следует проводить с учетом анализа конструктивного исполнения изоляционной конструкции трансформатора или шунтирующего реактора и учитывать расположение узлов, имеющих повышенную вероятность образования дефектов.

4) Определение типа разрядного явления по структуре осциллограммы:

Измерения осциллограмм должно быть выполнено на нескольких развертках, позволяющих оценить как структуру всего сигнала, так и отдельных его составляющих.

Обязательным является панорамирование сигналов ЧР на длинных развертках (0,5 – 1 мкс/дел), это позволяет оценить общий характер сигналов. Далее измерения производятся с повышенным временным разрешением до 10-100 нс/дел, это дает возможность определить тонкую структуру сигналов и провести их сопоставление с имеющимися данными. Для определения типа разрядного явления осциллограммы, полученные с разных точек установки датчиков для определения типа дефекта, сопоставляются со стандартными или определяются экспертным путем.

7.2. Размещения датчиков на колоколе трансформатора (реактора) при проведении объемной локации

Многообразие явлений и конструктивных вариантов исполнения трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов) не позволяет рассмотреть все возможные ситуации, возникающие на практике. Можно выделить наиболее характерные области:

1) Электроразрядные явления в изоляции ввода.

2) Электроразрядные явления и искрения в месте крепления «косы» ввода к обмотке.

3) Электроразрядные явления в изоляции обмоток.

4) Искрения в элементах крепления магнитопровода.

С учетом указанных обстоятельств контроль разрядной активности проводят по 30 зонам поверхности бака трансформатора (рис. А.6) и 12 зонам бака шунтирующего реактора (рис. А.7).

Рис. А.6 Расположение точек съема электроразрядной активности с бака трансформатора (автотрансформатора). Точка №1 находится со стороны ВН в верхней части слева.

Рис. А.7 Расположение точек съема электроразрядной активности с бака шунтирующего реактора. Точка 1 – около нулевого вывода в верхней части.

7.2.1 Порядок проведения измерений на однофазных трансформаторах (автотрансформаторах).

На трансформаторах датчики ЧР размещаются следующим образом:

1-й («красный») датчик (I канал) размещается под вводом ВН;

2-й («желтый») датчик (II канал) размещается под вводом НН ф.В;

3-й («зеленый») и 4-й («синий») датчики размещают в областях верхней и нижней ярмовых балок магнитопровода (III и IV каналы измерений) соответственно.

Для однофазных автотрансформаторов:

1-й («красный») датчик (I канал) размещается под вводом ВН;

2-й («желтый») датчик (II канал) размещается под вводом СН;

3-й («зеленый») датчик (III канал) размещают под вводами НН;

4-й («синий») датчик (IV канал) размещают в области бака РПН.

7.2.2 Порядок проведения измерений на трехфазных трансформаторах:

7.2.2.1 Начальное размещение датчиков следующее:

1-й («красный»), 2-й («желтый»), 3-й («зеленый») датчики размещаются под вводами фаз «А», «В» и «С»;

4-й («синий») датчик размещают в область бака с повышенной электроразрядной активностью, измеренной до проведения процедуры осциллографирования.

7.2.2.2 Далее датчики переставляются около зоны дефекта для уточнения узла изоляции, имеющего разрядные явления.

7.2.3 Порядок проведения измерений на шунтирующих реакторах:

1-й («красный») датчик (I канал) размещают в области «0» вывода обмотки реактора;

2-й («желтый») датчик (II канал) размещают в средней части бака (область куклы ввода), ориентированной в направлении прохождения шлейфа;

3-й («зеленый») датчик (III канал) – в области днища реактора со стороны шлейфа;

4-й («синий») датчик (IV канал) помещают в зону с предварительно установленной областью повышенной активности поверхности бака реактора.

При наличии нескольких зон повышенной активности 4-й датчик устанавливается по отмеченным зонам последовательно.

7.2.4 Проведение амплитудно-временной селекции для групп однофазных трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов. При использовании групп однофазного оборудования, высоковольтные шлейфы проходят параллельно друг другу, являясь прекрасными антеннами для распространения помех на соседнее оборудование.

Во избежание ошибок при определении дефектов необходимо проводить амплитудно-временную селекцию между баками трансформаторов (реакторов). Датчики устанавливаются в одинаковые зоны на баках разных фаз (соответственно). Затем по амплитуде и времени прихода сигнала на вход осциллографа определяют фазу, в которой находится источник сигнала. Дальнейшее обследование проводится по п.7.2.

7.2.5. Проведение амплитудно-временной селекции для оборудования подключенного по стороне ВН или СН высоковольтным кабелем.

Для избегания ошибок при диагностике трансформаторов, подключенных по сторонам ВН или СН высоковольтным кабелем с использованием соединения высоковольтных вводов и концевых муфт кабеля открытым способом (воздушная линия) или закрытым (в масляном баке), необходимо провести амплитудно-временную селекцию, для отделения сигналов собственно трансформатора от сигналов приходящих из кабеля. В этом случае расстановка датчиков должна выглядеть следующим образом.

1-й («красный») датчик (I канал) размещают под вводом ВН;

2-й («желтый») датчик (II канал) размещают под вводом СН;

3-й («зеленый») датчик (III канал) – размещают под вводом НН ф.В;

4-й («синий») датчик (IV канал) на элементы крепления кабеля в кабельной шахте.

Указанная расстановка датчиков может использоваться и для сухих трансформаторов с кабельными соединениями.

7.3. Принятие решений по результатам локации зон дефектов

7.3.1 Признаки типичных дефектов приведены на осциллограммах табл. А.2.

7.3.1.1 Дефекты в верхней части колокола. Типичными дефектами трансформатора являются разряды в изоляции узла «ввод-кукла-выход обмотки ВН». Признаками этих дефектов являются (осциллограммы П1, П2 табл. А.2):

- сигналы, кроме одного, ослаблены

- наличие задержки во времени относительно сигнала фиксируемого с датчика расположенного вблизи дефектного ввода

7.3.1.2. Зона на баке. В случае наличия электроразрядных явлений в активной части, датчик, регистрирующий опережающий сигнал, будет наиболее близко расположен к дефекту, место которого в последствии уточняется путем перемещением датчика в окрестности аномальной зоны бака.

Дефектами в баке могут быть, ЧР в изоляции (П3П5), искрения или дуговые явления (П6П8).

7.3.1.3 Узел РПН. Типичным дефектом РПН является искрение в контактах предизбирателя и главного контакта, а также в болтовых контактах, фиксируется по осциллограммам. Для контроля изменения интенсивности явлений в РПН целесообразно применять РИП (табл. Б.1) для непрерывных измерений в течение нескольких дней.

7.3.2. По результатам анализа данных по п.7.3.1 определяется форма разрядного явления и дефектные узлы. Учитывая величину амплитуды и интенсивность по табл. А.3 делается заключение о техническом состоянии.

7.4. Оформление протокола по результатам объемной локации

Результаты измерений, которые вносятся в Протокол:

расположение датчиков, схема измерений;

распределения n(Q) для всех положений датчиков;

результаты осциллографирования:

- таблицы по всем типам дефектов;

- типичные осциллограммы по всем дефектам.

Таблица А.2 – Типовые осциллограммы сигналов от частичных разрядов, в трансформаторах

ЧР в изоляции узла ввода
	П.1	ЧР в изоляции ввода или в бумажно-масляной изоляции около ввода (верхний луч) и на соседнем вводе (нижний луч).
	П.2	Однополярный (короткий 50 нс) импульс на одной из фаз (А) – верхний луч, импульс короткий, последующих колебаний нет. Наведенный сигнал на другую фазу (С) практически отсутствует.
ЧР в изоляции обмотки
	П.3	Импульс однополярный, длинный (более 200 нс) с последующими колебаниями – верхний луч, заметен наведенный сигнал на другой фазе В.
	П.4	Разряд по поверхности бумажной изоляции.
	П.5	Ползущий разряд – верхний луч, нижний луч – сигнал на соседней фазе.
Искровые и дуговые явления в конструкциях крепления магнитопровода
	П.6	Разрядное явление – верхний луч. Нижний луч – Фурье-преобразование импульса, видно, что основная частота 5 МГц.
	П.7	Сигналы с ф. «А» и ф. «С» примерно одинаковые. Это соответствует искрению в магнитопроводе в окрестности фазы «В».
	П.8	Искровой разряд на фазе «В» –верхний луч. Нижний луч – сигнал с соседней фазы.

Таблица А.3 – Определение технического состояние изоляции трансформаторов (реакторов) по результатам контроля разрядных явлений

Классификация в соответствии с «Объемом и нормами…»	Классификация технического состояния	Степень развития дефекта в соответствии с РД ЭО-0069-97	Величины максимальных амплитуд частичных разрядов, Кл			Величины амплитуд искровых или дуговых явлений, В
			В обмотках и между катушками	Главная изоляция, барьеры, в соответствии с РД*, п.4.9.4	Вводы в соответствии с РД*, п.4.9.4	Разряды в креплениях активной части	Разряды в пакете и магнитных шунтах
Неисправное состояние	ПРЕДАВАРИЙНОЕ	Предельное состояние	более 5 нКл	более 100 нКл	более 10 нКл
	УХУДШЕННОЕ	Критический дефект	до 2,5 нКл	5-25 нКл	0,5-2,5 нКл	искровые явления более 10 В	дуговые явления
	НОРМА со значительными отклонениями	Значительный дефект	до 500 пКл	1-5 нКл	до 500 пКл	искровые явления до 2 В
Исправное состояние	НОРМА с отклонениями	Малозначительный дефект	до 100 пКл	до 1000 пКл	до 100 пКл	искровые явления до 0,5 В
	НОРМА	Отсутствие явных дефектов		до 100 пКл		отсутствие разрядных явлений