Procedimenti di prova di messa in servizio per trasformatori elettrici a olio

Procedure di Prova per la Messa in Servizio dei Trasformatori

1. Prove sui Bushing non in Porcellana

1.1 Resistenza d'Isolamento

Sospendere il bushing verticalmente utilizzando un gru o una struttura di supporto. Misurare la resistenza d'isolamento tra il terminale e la presa/flangia utilizzando un ohmmetro da 2500V. I valori misurati non dovrebbero differire significativamente dai valori di fabbrica in condizioni ambientali simili. Per i bushing a condensatore con tensione nominale pari o superiore a 66kV e dotati di piccoli bushing per il prelievo di tensione, misurare la resistenza d'isolamento tra il piccolo bushing e la flangia utilizzando un ohmmetro da 2500V; il valore non dovrebbe essere inferiore a 1000MΩ.

1.2 Misurazione del Fattore di Dissipazione

Misurare il fattore di dissipazione (tanδ) e la capacità dell'isolamento principale rispetto alla presa utilizzando il metodo di collegamento positivo. Seguire la configurazione di collegamento specificata dallo strumento e selezionare una tensione di prova di 10kV.

I cavi ad alta tensione per la prova del fattore di dissipazione devono essere sospesi correttamente con nastro isolante, mantenuti lontani da altre apparecchiature e dal terreno. Implementare le opportune misure di sicurezza per prevenire l'accesso non autorizzato all'area di prova ad alta tensione. I valori misurati del fattore di dissipazione e della capacità non dovrebbero differire significativamente dai valori di fabbrica e devono conformarsi agli standard di consegna.

2. Ispezione e Prova del Commutatore a Carico

Controllare la sequenza completa delle azioni dei contatti del commutatore a carico. Misurare il valore della resistenza di transizione e il tempo di commutazione. I valori misurati della resistenza di transizione, la deviazione di sincronizzazione trifase, i valori del tempo di commutazione e la deviazione del tempo di commutazione avanti-indietro devono conformarsi ai requisiti tecnici del produttore.

3. Misurazione della Resistenza CC degli Avvolgimenti con Bushing

Misurare la resistenza CC dell'avvolgimento ad alta tensione in ogni posizione di presa e sul lato a bassa tensione. Per i trasformatori con punti neutri, misurare la resistenza monofase CC dove appropriato. Registrare la temperatura ambiente durante la misurazione per facilitare il confronto con i valori di fabbrica dopo la conversione della temperatura. La deviazione tra i valori linea-linea o fase-fase deve conformarsi agli standard di consegna.

4. Controllo del Rapporto di Tensione per Tutte le Posizioni di Presa

Collegare i cavi del tester del rapporto di tensione ai lati ad alta e bassa tensione del trasformatore trifase. Controllare il rapporto di tensione per tutte le posizioni di presa. Rispetto ai dati del piastrino del produttore, non dovrebbero esserci differenze significative, e i rapporti dovrebbero seguire i pattern attesi. Alla posizione di presa nominale, l'errore ammesso è ±0,5%. Per i trasformatori trifase, eseguire i test di rapporto separatamente per HV-MV, MV-LV.

5. Verifica del Gruppo di Connessione Trifase e della Polarità dei Terminali del Trasformatore Monofase

I risultati della verifica dovrebbero corrispondere ai requisiti di progettazione, alle marcature del piastrino e ai simboli sulla scatola del trasformatore.

6. Prelevamento e Prova dell'Olio d'Isolamento

Il prelevamento dell'olio dovrebbe essere eseguito solo dopo che il trasformatore è stato completamente riempito di olio e lasciato in stand-by per il tempo specificato. Dopo aver raccolto il campione di olio, sigillare correttamente il contenitore e consegnarlo prontamente al dipartimento competente per la prova.

7. Misurazione della Resistenza d'Isolamento, del Rapporto di Assorbimento o dell'Indice di Polarizzazione

Tutte le prove relative all'isolamento dovrebbero essere eseguite dopo che l'olio d'isolamento ha superato l'ispezione e in condizioni meteorologiche con livelli di umidità appropriati. Per i trasformatori che richiedono la misurazione dell'indice di polarizzazione, verificare che la corrente di cortocircuito dell'ohmmetro d'isolamento non sia inferiore a 2mA. Registrare la temperatura ambiente durante la prova per facilitare il confronto con i valori di fabbrica a temperature equivalenti. I valori misurati non dovrebbero essere inferiori al 70% dei valori di fabbrica. Gli elementi da provare includono: HV-(MV+LV+terra), MV-(HV+LV+terra), LV-(MV+HV+terra), complessivo-terra, nucleo-(morsetto+terra), e morsetto-(nucleo+terra). Ad esempio, per HV-(MV+LV+terra), mettere in cortocircuito tutte e tre le fasi del lato ad alta tensione e il punto neutro corrispondente (se presente), mettere a terra tutte le altre parti, collegare il terminale ad alta tensione dell'ohmmetro d'isolamento al lato HV, e il terminale di terra a terra per la prova.

8. Misurazione del Fattore di Dissipazione (tanδ) per gli Avvolgimenti con Bushing

Eseguire la prova utilizzando il metodo di collegamento inverso, seguendo la configurazione di collegamento specificata dallo strumento. Gli elementi da provare includono: HV-(MV+LV+terra), MV-(HV+LV+terra), LV-(MV+HV+terra), e complessivo-terra, eseguiti in sequenza. Durante la prova, sospendere i cavi ad alta tensione del tester del fattore di dissipazione con nastro isolante per prevenire il contatto con la vasca del trasformatore. Registrare la temperatura ambiente durante la prova. Quando si confrontano i valori con quelli di fabbrica a temperature equivalenti, i valori misurati non dovrebbero superare 1,3 volte i valori di fabbrica. Se le misurazioni deviano significativamente dai valori di fabbrica, pulire i bushing o utilizzare uno schermo conduttivo sui bushing per ridurre la corrente di fuga superficiale. La prova dovrebbe essere preferibilmente eseguita in condizioni meteorologiche con umidità relativamente bassa.

9. Misurazione della Corrente di Fuga CC per gli Avvolgimenti con Bushing

La misurazione della corrente di fuga dovrebbe essere effettuata preferibilmente al terminale ad alta tensione. Gli elementi da testare includono: HT-(MT+BT+terra), MT-(HT+BT+terra), BT-(MT+HT+terra). I test devono essere condotti con condizioni meteorologiche a bassa umidità e la temperatura ambiente deve essere registrata. I valori di corrente di fuga non devono superare le specifiche presenti negli standard di consegna.

10. Test Elettrici

10.1 Test di Deformazione degli Avvolgimenti

Per i trasformatori fino a 35kV, si consiglia il metodo dell'impedenza cortocircuitata a bassa tensione. Per i trasformatori da 66kV in su, si raccomanda il metodo di analisi della risposta in frequenza (FRA) per misurare gli spettri caratteristici degli avvolgimenti.

10.2 Test di Resistenza a Tensione Alternata

Eseguire i test di resistenza a tensione alternata ai terminali del trasformatore utilizzando metodi di tensione di rete applicata esternamente o metodi induttivi. Quando possibile, utilizzare il test di tensione indotta a risonanza in serie per ridurre la capacità richiesta dell'attrezzatura di test. Per i trasformatori da 110kV in su, si consiglia di sottoporre il punto neutro a un test separato di resistenza a tensione alternata. I valori di tensione di test devono seguire gli standard di consegna.

10.3 Test di Tensione Indotta a Lungo Termine con Misura di Scariche Parziali

Per i trasformatori da 220kV in su, i test di tensione indotta a lungo termine con misura di scariche parziali devono essere eseguiti sul posto durante l'installazione nuova. Per i trasformatori da 110kV, si raccomanda il test di scariche parziali quando la qualità dell'isolamento è in dubbio. Questi test individuano difetti di isolamento interni non penetranti nei trasformatori.

10.4 Test di Chiusura Impulso a Tensione Nominala

Eseguire in conformità con i requisiti del piano di avvio.

10.5 Verifica di Fase

Verificare la sequenza di fase del trasformatore, che deve corrispondere alla sequenza di fase della rete.

Si deve prestare particolare attenzione alle caratteristiche dell'olio a temperature negative per ogni sistema di olio. Ad esempio, l'olio all'interno della vasca principale ha una viscosità maggiore a temperature negative, risultando in una povera fluidità e dissipazione del calore. L'olio nel compartimento di commutazione del cambio di carico sotto carico a temperature negative può prolungare il processo di commutazione e aumentare l'aumento di temperatura dei resistori di transizione.

Per il sistema di olio della vasca principale dei trasformatori a immersione in olio ad altissima tensione, si deve inoltre prestare attenzione ai fenomeni di elettrizzazione del flusso di olio. Prevenire il passaggio dall'elettrizzazione del flusso di olio alla scarica del flusso di olio controllando la resistività dell'olio, la velocità del flusso di olio nelle varie parti e fornendo uno spazio sufficiente per la liberazione delle cariche elettriche nell'olio.