2. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ | Термины, применяемые в Правилах технической эксплуатации электроустановок потребителей, и их определения

Наименование испытания	Вид испытания	Нормы испытания	Указания
2.1. Определение условий включения трансформатора.	К	Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям таблицы 1 (приложение 3.1), а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более:	При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tg, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора. Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
		1) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ - 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%; 2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более - 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.	При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации.
2.2. Измерение сопротивления изоляции:
1) обмоток;	К, Т, М	Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл. 2 (приложение 3.1).	Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3.
		Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °C, а до 150 кВ - не ниже 10 °C.	Измерения производятся по схемам табл. 3 (приложение 3.1). При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов.	К	Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок - не менее 0,5 МОм.	Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.
2.3. Измерение тангенса угла дидиэлектрических потерь tg изоляции обмоток.	К, М	Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg изоляции приведены в табл. 4 (приложение 3.1).	При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более.
		В эксплуатации значение tg не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений tg изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.	У трансформаторов на напряжение 220 кВ tg рекомендуется измерять при температуре не ниже 20 °C, а до 150 кВ - не ниже 10 °C. Измерения производятся по схемам табл. 3 (приложение 3.1). См. также примечание 3.
2.4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;	К	См. табл. 5 (приложение 3.1). Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичной замене обмоток принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток - 85% от значения, указанного в табл. 5 (приложение 3.1).	При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
2) изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов;		Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более жесткие нормы испытания.	Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части. См. также п. 3.25.
3) изоляции цепей защитной аппаратуры.	К	Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.	Испытывается изоляция (относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
2.5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.	К, М	Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора. В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.	Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
2.6. Проверка коэффициента трансформации.	К	Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования.	Производится на всех ступенях переключателя.
2.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.	К	Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора.	Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.
2.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
2.9. Оценка состояния переключающих устройств.	К	Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов	-
2.10. Испытание бака на плотность.	К	Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ - не ниже 10 °C, трансформаторов 220 кВ - не ниже 20 °C. Не должно быть течи масла. Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.	Производится: у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами - 0,3; у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
2.11. Проверка устройств охлаждения.	К	Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.	Производится согласно типовым и заводским инструкциям.
2.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.	К, Т, М	Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов.	Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении.
2.13. Испытание трансформаторного масла:	К, Т, М
1) из трансформаторов;		У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям пп. 1 - 5, 7 табл. 6 (приложение 3.1).	Производится: 1) после капитальных ремонтов трансформаторов;
			2) не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами;
		У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям пп. 1 - 9 табл. 6 (приложение 3.1), а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы.	3) не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров. Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.
2) из баков контакторов устройств РПН.	Т, М	Масло следует заменить: 1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ - с изоляцией 35 кВ, 35 кВ - с изоляцией 40 кВ, 110 кВ - с изоляцией 220 кВ;
		2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное).	Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.
2.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.	К	В процессе 3 - 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.	Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.
2.15. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле.	М	Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.	Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
2.16. Оценка влажности твердой изоляции.	К, М	Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта - 2%, эксплуатируемых - 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Производится первый раз через 10 - 12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 - 6 лет у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более.	При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации - расчетным путем.
2.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток:
по наличию фурановых соединений в масле;	М	Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6 (приложение 3.1).	Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года.
по степени полимеризации бумаги.	К	Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
2.18. Измерение сопротивления короткого замыкания (ZК) трансформатора.	К, М	Значения ZК не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений ZК по фазам на основном и крайних ответвлениях - оно не должно превышать 3%.	Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН - на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
2.19. Испытание вводов.	К, М	Производится в соответствии с указаниями раздела 10.
2.20. Испытание встроенных трансформаторов тока.	К, М	Производится в соответствии с указаниями пп. 20.1, 20.3.2, 20.5, 20.6, 20.7 раздела 20.
2.21. Тепловизионный контроль.	М	Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

Примечания:

1. Испытания по пп. 2.1, 2.3, 2.8 - 2.12, 2.13, 2.15 и 2.16 для сухих трансформаторов всех мощностей не проводятся.

2. Измерения сопротивления изоляции и tg должны производиться при одной и той же температуре или приводиться к одной температуре. Измеренные значения tg изоляции при температуре изоляции 20 °C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными, и их пересчет к исходной температуре не требуется.

3. Силовые трансформаторы 6 - 10 кВ мощностью до 630 кВА межремонтным испытаниям и измерениям не подвергаются.