Испытания трансформаторов и реакторов 1

    07.07.2010

    Испытания и измерения силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов

     

    Измерения и испытания масляных силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов (в дальнейшем, трансформаторов) в процессе подготовки и монтажа, проведении приемо-сдаточных испытаний производятся в соответствии с требованиями гл.1.8 ПУЭ, РТМ 16.800.723-80, ОАХ.458.000-73 и гл. 6 "Нормы испытания электрооборудования".
    Измерения и испытания трансформаторов, находящихся в эксплуатации, производится в соответствии с требованиями "Нормы испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей" (приложение 1 ПЭЭП). Измерения и испытания проводятся при капитальном ("К") и текущем ("Т") ремонтах, а также в межремонтный ("М") период (профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт).
    В зависимости от характеристик и условий транспортировки все трансформаторы подразделяются на следующие группы:

    • 1-я группа. Трансформаторы мощностью до 1000 кВ А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем;
    • 2-я группа. Трансформаторы мощностью от 1600 до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем;
    • 3-я группа. Трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и выше, транспортируемые с маслом без расширителя;
    • 4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые полностью залитыми маслом;
    • 5-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые без масла с автоматической подпиткой азотом;
    • 6-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые частично залитыми маслом без расширителя.

     

    По характеристикам и геометрическим размерам все трансформаторы подразделяются на следующие габариты:

    • I габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 5-100 кВ•А;
    • II габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 135 - 500 кВ•А;
    • Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 750 - 5600 кВ•А;
    • IV габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 7500 кВ•А и более и трансформаторы напряжением от 35 до 121 кВ любой мощности;
    • V габарит. Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ любой мощности;
    • VI габарит. Трансформаторы напряжением 500 и 750 кВ любой мощности.

     

    Особенности конструкции трансформатора отражаются в обозначении его типа и систем охлаждения по ГОСТ 11677-85*.

    Тип трансформатора

    Условное обозначение

    Автотрансформатор (для однофазных О, для трехфазных Т)
    Расщепленная обмотка низшего напряжения
    Условное обозначение видов охлаждения
    Защита жидкого диэлектрика с помощью азотной подушки без расширителя
    Исполнение с литой изоляцией
    Трехобмоточный трансформатор
    Трансформатор с РПН
    Сухой трансформатор с естественным воздушным охлаждением (обычно вторая буква в обозначении типа), либо исполнение для собственных нужд электростанций (обычно последняя буква в обозначении типа)
    Кабельный ввод
    Фланцевый ввод (для комплектных трансформаторных подстанций)

    А
    Р
    (см. табл. ниже)
    3
    Л
    Т
    Н

    С
    К
    Ф

     

    Система охлаждения

    Условное обозначение

    Сухие трансформаторы

    Естественное воздушное при открытом исполнении
    Естественное воздушное при защищенном исполнении
    Естественное воздушное при герметичном исполнении
    Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха

    С
    СЗ
    СГ
    СД

    Масляные трансформаторы

    Естественная циркуляция воздуха и масла
    Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
    Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла
    Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла
    Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла
    Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла
    Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла
    Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла

    М
    Д

    МЦ

    НМЦ

    ДЦ
    НДЦ
    Ц
    НЦ

    Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком

    Естественное охлаждение с негорючим жидким диэлектриком
    Охлаждение жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха
    Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха и с направленным потоком жидкого диэлектрика

    Н
    НД

    ННД

    Например: условное обозначение трансформатора ТРДН-40000/110 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 40000 кВ•А, класса напряжения 110 кВ.

     

    В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторов включает следующие работы
    1. Определение условий включения трансформаторов.
    2. Измерение характеристик изоляции.
    3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
    а) изоляции обмоток вместе с вводами;
    б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок (производят в случае осмотра активной части).
    4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
    5. Проверка коэффициента трансформации.
    6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
    7. Измерение тока и потерь холостого хода:
    а) при номинальном напряжении;
    б) при малом напряжении.
    8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы.
    9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.
    10. Проверка системы охлаждения.
    11. Проверка состояния силикагеля.
    12. Газировка трансформаторов.
    13. Испытание трансформаторного масла.
    14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.
    15. Испытание вводов.
    16. Испытание встроенных трансформаторов тока.
    Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75.
    При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ•А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.
    Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ•А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
    Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14.
    Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

     

    Определение условий включения трансформаторов.

    Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 16.800.723-80). Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов.
    1-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ•А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.
    Условия включения без сушки трансформаторов этой группы:
    а) уровень масла - в пределах отметок маслоуказателя;
    б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;
    в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;
    г) если условие "а)" не соблюдено, но обмотки трансформатора и переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия "б)" или "в)", но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 2.1.
    Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций:
    для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А
    1) "а", "б";
    2) "б", "г";
    3) "а", "г";
    для остальных трансформаторов 1-й группы
    1) "а", "б", "в";
    2) "б", "в", "г";
    3) "а" "в" "г";
    4) "а", "б", "г".

    Для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А включительно достаточно провести испытание масла только на пробивное напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

     

    Таблица 2.1. Допустимые значения характеристик изоляции обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом

    Характеристика
    изоляции

    Мощность
    трансформатора,
    кВА

    Температура обмотки, °С

    10

    20

    30

    40

    50

    60

    70

    Наименьшее допустимое сопротивление
    изоляции R60, МОм

     

     

     

     

     

     

     

     

    ≤ 6300

    450

    300

    200

    130

    90

    60

    40

    ≥ 10000

    900

    600

    400

    260

    180

    120

    80

    Наибольшее допустимое значение tgδ

    ≤ 6300

    1,2

    1,5

    2,0

    2,5

    3,4

    4,5

    6,0

    ≥ 10000

    0,8

    1,0

    1,3

    1,7

    2,3

    3,0

    4,0

    Наибольшее допустимое значение отношения С2 /C50

    ≤ 6300

    1,1

    1,2

    1,3

    -

    -

    -

    -

    ≥ 10000

    1,05

    1,15

    1,25

     

     

     

     

    2-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ•А до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.
    Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б) значение R60 должно соответствовать табл. 2.1.
    3-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и более, транспортируемые с маслом без расширителя.
    Условия включения трансформаторов этой группы без сушки:
    а) трансформатор должен быть герметичным;
    б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;
    в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 2.1 или значения R60 и tgδ, приведенные к температуре изоляции при измерении этих характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе.
    4-я – 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа).
    Для трансформаторов 4 - 6 групп производятся следующие измерения характеристик изоляции:
    1. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения.
    2. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом.
    3. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения трансформаторов 4-й – 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

     

    Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе.
    В соответствии с инструкциями "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" (ОАХ 458.003-70) и "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в одном из следующих случаев:
    а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;
    б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;
    в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;
    г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;
    д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;
    е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 2.1.
    Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

     

    Допустимые значения сопротивления изоляции R60 коэффициент абсорбции R60 /R15 тангенс угла диэлектрических потерь tgδ и отношения С2 /C50 и ΔС/С регламентируется указанной инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 1б.800.723-80).
    Температурный режим при проведении измерений. Характеристики изоляции допускается измерять не ранее, чем через 12 часов после окончания заливки трансформатора маслом.
    Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10°С у трансформаторов на напряжение до 150 кВ мощностью до 80 МВ•А и при температуре не менее нижнего значения, указанного в паспорте, у трансформаторов на напряжение выше 150 кВ или мощностью более 80 МВ•А. Для обеспечения указанной температуры трансформатор подвергается нагреву до температуры, превышающей требуемую на 10°С. Характеристики изоляции измеряются на спаде температуры при отклонении ее от требуемого значения не более, чем на 5°С. Температура изоляции определяется до измерения характеристик изоляции. В качестве температуры изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла.

     

    Таблица 2.2. Схемы измерения характеристик силовых трансформаторов

    Последовательность
    измерений

    Двухобмоточные
    трансформаторы

    Трехобмоточные
    трансформаторы

    Автотрансформаторы

    Шунтирующие
    реакторы

    Заземляющие
    реакторы

    Обмотки, на которых производят
    измерения

    3аземляем
    части
    трансформатора

    Обмотки, на
    которых
    производят
    измерения

    Заземляемые
    части
    трансформатора

    Обмотки, на
    которых
    производят
    измерения

    Заземляемые
    части
    трансформатора

    Обмотки, на
    которых
    производят
    измерения

    Заземляемые
    части
    трансформатора

    Обмотки, на
    которых
    производят
    измерения

    Заземляемые
    части
    трансформатора

    1

    НН

    Бак, ВН

    НН

    Бак,
    СН, ВН

    НН

    Бак,
    ВН, СН

    ВН

    Бак

    ВН

    Бак,
    НН

    2

    ВН

    Бак, НН

    СН

    Бак
    ВН, НН

    ВН+СН
    ВН+

    Бак, НН

    -

    -

    -

    -

    3

    (ВН
    +НН)*

    Бак

    ВН

    Бак,
    НН, СН

    СН+
    НН

    Бак

    -

    -

    -

    -

    4

    -

    -

    (ВН +
    СН)*

    Бак, НН

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    5

    -

    -

    (ВН +
    СН+
    НН)*

    Бак

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    * Измерения обязательны только для трансформаторов 16000 кВ А и более

     

    Для трансформаторов на напряжение выше 35 кВ, залитых маслом, в качестве температуры изоляции следует принимать температуру фазы "В" обмотки "ВН", определяемую по ее сопротивлению постоянному току.
    При нагреве трансформатора указанное сопротивление измеряется не ранее чем через 60 мин. после отключения нагрева обмотки током или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.
    При определении температуры обмотки по сопротивлению постоянному току рекомендуется температуру обмотки вычислять по формуле


    где: Rх измеренное сопротивление обмотки при температуре tх; R0 - сопротивление обмотки, измеренное на заводе при температуре t0 (паспортные данные трансформатора).
    При определении соотношения ΔС /С трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в качестве температуры изоляции принимается среднесуточная температура, измеренная термометром (или термопарой) на верхнем ярме магнитопровода непосредственно после измерения ΔС и С.
    Перед измерением характеристик изоляции необходимо протереть поверхность вводов трансформаторов. При измерениях во влажную погоду рекомендуется применять экраны. Перед измерением характеристик изоляции измеряют значения Rиз, ΔС и С проводов, соединяющих приборы с трансформатором. Длина проводов должна быть как можно меньше, поэтому приборы нужно располагать по возможности ближе к трансформатору. Характеристики изоляции измеряют по схемам и в последовательности, указанной в табл. 2.2.
    При измерении характеристик обмоток трансформатора R60 tgδ и масла tgδ следует учитывать поправочные коэффициенты табл. 2.3.
    При измерении все выводы обмотки одного напряжения соединяются вместе, остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены.
    Измерение сопротивлений R60 и R15. Измерение сопротивлений R60 и R15 проводят перед измерением остальных характеристик трансформатора. Сопротивление изоляции измеряют по схемам табл. 2.2 мегаомметром на 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. Измеренное значение R проводов должно быть не меньше верхнего предела измерения мегаомметра. Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин., а между отдельными измерениями - не менее, чем на 2 мин.
    Значения R60 изоляции, измеренные при монтаже (при заводской температуре или приведенные к этой температуре) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, должны быть не менее значений, указанных в табл. 2.1; для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не менее 70% значения, указанного в паспорте трансформатора. Значения R60, измеренные при температуре t1, на монтаже, приводят к температуре измерения t2 на заводе с помощью коэффициента К2, значения которого приведены в табл. 2.3


    где R60 - измеренное значение R601 приведенное к температуре заводских измерений.
    Данные измерений R60 допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более +5°С .
    Для сухих трансформаторов R60 при температуре 20-30°С должно быть не ниже: при номинальном напряжении трансформатора до 1 кВ - 100 МОм; б кВ - 300 МОм; 10 кВ — 500 МОм.
    Коэффициент абсорбции R60/R15 обмоток для трансформаторов мощностью менее 10000 кВ•А, напряжением до 35 кВ включительно при температуре 10-30°С должен быть не ниже 1,3. Для остальных трансформаторов - соответствовать заводским данным.

     

    Таблица 2.3. Значения коэффициентов для пересчета характеристик обмоток и масла

    Разность
    температур
    t2-t1, °С

    Значения

    Разность
    температур

    Значения

    К1

    К2

    К3

    К1

    К2

    К3

    1

    1,03

    1,04

    1,04

    20

    1,75

    2,25

    2,25

    2

    1,06

    1,08

    1,08

    25

    2,0

    2,75

    2,75

    3

    1,09

    1,13

    1,13

    30

    2,3

    3,4

    3,4

    4

    1,12

    1,17

    1,17

    35

    -

    -

    4,15

    5

    1,15

    1,22

    1,22

    40

    -

    -

    5,1

    10

    1,31

    1,5

    1,5

    45

    -

    -

    6,2

    15

    1,51

    1,84

    1,84

    50

    -

    -

    7,5

     

    Значение коэффициента для разности температур не указанной в таблице определяется умножением коэффициентов, сумма разности температур которых равна рассматриваемой разности (например: коэффициент, соответствующий разнице температур 8°С определяется умножением коэффициентов соответственно для разностей температур 3°С и 5°С.

     

    Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ. Тангенс угла диэлектрических потерь tgδ обмоток измеряют мостом переменного тока P5026 по перевернутой схеме (см. рис. 2.1) в последовательности согласно табл. 2.2. Перевернутая (обратная) схема применяется для измерения диэлектрических потерь объектов, имеющих один заземленный электрод.
    Измерение tgδ на трансформаторах, залитых маслом, можно проводить при напряжении, не превышающем 2/3 заводского испытательного напряжения испытываемой обмотки.
    Измерение tgδ при сушке трансформатора без масла допускается производить при напряжении не выше 220 В.
    Измерения при монтаже значения tgδ изоляции обмоток при температуре заводских испытаний или приведенное к этой температуре, если температура при измерении отличается от заводской, должно быть для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно залитых маслом, не выше значений, указанных в табл. 2.1., для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не более 130% паспортного значения.


    Рис. 2.1. Перевернутая (обратная) схема включения моста переменного тока.
    Тр - испытательный трансформатор; СN - образцовый конденсатор; Сх - испытываемый объект; G - гальванометр; R3- переменный резистор; R4 - постоянный резистор; С4 - магазин емкостей.

     

    Значения tgδ, приведенные к заводской температуре, не превышающие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными значениями. Значения tgδ1, измеренного при температуре t, на монтаже, приводят к температуре измерения tz на заводе с помощью коэффициента К1, значения которого приведены в табл. 2.3

    где tgδ - измеренное значение tgδ1, приведенное к температуре заводских измерений.
    Данные измерений tgδ допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ•А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более ±5°С.
    При измерении характеристик изоляции необходимо учитывать влияние tgδ масла, заливаемого в трансформатор. Если tgδ масла, залитого при монтаже в трансформатор (tgδм2) находится в допустимых ГОСТом пределах, но отличается от заводского значения, фактические значения tgδф и R60 изоляции с учетом влияния tgδ масла определяются по формулам


    где tgδиз и R60из - измеренные значения tgδ и R60 изоляции;
    К - коэффициент приведения, имеющий приближенное значение 0,45;
    tgδм2 - значение tgδ масла, залитого при монтаже, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на монтаже с помощью коэффициента Кз;
    tgδм1- значение tgδ масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на заводе о помощью коэффициента Кз (табл. 2.3)

    если температура при измерении tgδ масла ниже температуры при измерении характеристик изоляции;
    tgδм1’ и tgδм2’ – измеренные значения tgδ масла, залитого соответственно на заводе и при монтаже.
    Измерение емкости. Значения С2/С50, измеренные на монтаже для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, не должны превышать значений, указанных в табл. 2.1. Для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше, транспортируемых без масла, значения ΔС/С, измеренные по прибытии трансформаторов на место монтажа, не нормируются, но должны использоваться в качестве исходных данных в эксплуатации.
    При измерении ΔС и С изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в конце монтажа до заливки маслом необходимо учитывать ЬС и С маслонаполненных вводов трансформаторов введением поправок (вычитанием значения, измеренного на не установленном вводе, из значения измеренного на трансформаторе с установленными вводами).
    Отношение С2/С50 и ΔС/С измеряются приборами ЕВ-3 или ПКВ-8 по схемам табл. 2.2. Перед измерением все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин.
    Измерение емкости трансформаторов производится главным образом для определения влажности обмоток. Оно основано на том, что емкость неувлажненной изоляции при изменении частоты изменяется меньше (или совсем не изменяется), чем емкость увлажненной изоляции.
    Емкость изоляции принято измерять при двух частотах: 2 и 50 Гц (ΔС и С).
    При измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая емкость, одинаковая у сухой и у влажной изоляции. При измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц успевает проявиться абсорбционная емкость влажной изоляции, в то время как у сухой изоляции она меньше и заряжается медленно. Температура при измерениях должна быть не ниже +10°С. Отношение С2/С50 для увлажненной изоляции составляет около 2, а для неувлажненной - около 1.
    Определение влажности изоляции силовых трансформаторов осуществляется также по приросту емкости за 1 с. При этом методе производится заряд емкости изоляции, а затем разряды: быстрый (закорачиванием сразу после окончания заряда) и медленный (закорачиванием через 1 с после окончания заряда). В первом случае определяется емкость С, во втором случае - прирост емкости за счет абсорбционной емкости, которая успевает проявиться за 1 с у влажного трансформатора, но не успевает проявиться у сухого. У сухого трансформатора ΔС незначительна: и составляет (0,02-:0,08)•С при температуре +10°С, у влажного ΔС>>0,1°С.
    Обычно эти измерения производят в начале ревизии трансформатора, после подъема выемкой части и в конце ревизии, до погружения керна трансформатора в масло, а также в процессе сушки.
    Отношение ΔС/С измеряют для каждой обмотки при соединении с заземленным корпусом свободных обмоток. Перед измерением испытуемую обмотку заземляют на 2-3 мин. Провода, соединяющие прибор с испытуемой обмоткой, должны быть возможно короче. Если значения ΔС и С проводов можно измерить по прибору, вносится поправка вычитанием ΔС и С проводов из результатов измерения полностью собранной схемы с испытываемым трансформатором. Величина отношения ΔС/С, измеренная в конце ревизии, и разность в % между величиной ΔС/С в конце и начале ревизии должны быть в пределах величины приведенных в табл. 2.4.

     

    Таблица 2.4. Значения ΔС / С, % при различных температурах

    Мощность и напряжение
    обмотки ВН

    Измерения

    Температура, °С

    10

    20

    30

    40

    50

    До 35 кВ включительно

    В конце ревизии

    13

    20

    30

    45

    75

    Мощностью менее 10 МВ·А

    В конце и начале ревизии

    4

    6

    9

    13,5

    22

     

    Величина ΔС/С увеличивается с повышением температуры. Поэтому, если за время ревизии трансформатора изменилась температура выемкой части и измерение ΔС/С в конце и начале ревизии производились при различных температурах, их необходимо перед сопоставлением привести к одной температуре путем умножения на коэффициент температурного пересчета К, значения которого представлены в табл. 2.5.

     

    Таблица 2.5. Значения коэффициента температурного пересчета К

     

    Разность температур, 12 - 11, °С

    5

    10

    15

    20

    25

    30

    35

    40

    45

    50

    К

    1,25

    1,55

    1,95

    2,4

    3

    3,7

    4,6

    5,7

    7

    8,8

    Определение влажности по коэффициенту абсорбции. Коэффициент абсорбции (R60 /R15) для неувлажненной обмотки при температуре 10 - 30 °С лежит в пределах 1,3 - 2,0; для увлажненной - близок к единице. Это различие объясняется разной длительностью заряда абсорбционной емкости у сухой и влажной изоляции.

     

    Испытание внутренней изоляции трансформатора должно производиться, как правило, на собранных трансформаторах (установлены постоянные вводы, залито масло, крышки трансформатора закрыты на болты).
    Перед испытанием производится проверка сопротивления изоляции мегаомметром. Трансформаторное масло для вновь вводимых трансформаторов должно соответствовать нормам (см. табл. 2.14).
    Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается изоляция обмоток трансформатора вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 2.6. Продолжительность приложения нормативного испытательного напряжения 1 мин.
    Испытание повышенным напряжением изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно.
    Испытание сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 2.6 для аппаратов с облегченной изоляцией.
    Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжением, указанным в табл. 2.6 лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.
    Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ-18472-82, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.
    Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение 35 кВ аналогичны трансформаторам соответствующего класса.
    Изоляция линейного вывода обмоток трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ) испытывается только индуктированием, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;
    Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается также изоляция доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытания следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 - 2 кВ. Продолжительность испытания 1 мин.
    Испытанию подвергается изоляция каждой из обмоток. Все остальные выводы других обмоток, включая выводы расщепленных ветвей обмоток, заземляют вместе с баком трансформатора. Подлежат заземлению и зажимы измерительных обмоток встроенных трансформаторов тока, выводы измерительных обкладок вводов (при наличии их на силовом трансформаторе). Схема испытания представлена на рис. 2.2. Для защиты испытываемой обмотки от случайного чрезмерного повышения напряжения параллельно к ней присоединяется шаровой разрядник с пробивным напряжением, равным 115-120% требуемого испытательного напряжения. Последовательно с разрядником включается токоограничивающее сопротивление, служащее для защиты шаров от оплавления при пробое воздушного промежутка между ними. При производстве испытаний трансформаторов температура изоляции обмоток не должна быть выше 40 С. Контроль величины испытательного напряжения должен производиться на стороне высшего напряжения испытательного трансформатора с помощью электростатического киловольтметра, например типа С-96, С-196. Исключение могут составлять силовые трансформаторы небольшой мощности с номинальным напряжением до 10 кВ включительно. Для них допускается испытательное напряжение измерять вольтметром, включая его на стороне НН испытательного трансформатора. Класс точности низковольтного вольтметра должен быть 0,5. Подъем напряжения при производстве испытаний допускается производить сразу до 50% испытательного, а затем плавно до полного значения со скоростью порядка 1 – 1,5% испытательного напряжения в 1 с. После выдержки в течение требуемого времени (1 мин.) напряжение плавно снижается в течение времени порядка 5 с до значения 25% или менее испытательного, после чего цепь размыкается. Внутренняя изоляция масляного трансформатора считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при испытании не наблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции, которые определяются по звуку разрядов в баке, выделению газа и дыма и по показаниям приборов (амперметра, вольтметра).

     


    Рис. 2.2. Схема испытания главной изоляции повышенным напряжением

     

    Значения испытательных напряжений приведены в табл. 2.6, 2.7.

    Таблица 2.6. Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)

    Класс
    напряжения
    обмотки, кВ

    Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции

    нормальной

    облегченной

    до 0,69
    3
    6
    10
    15
    20
    35
    110
    150
    220
    330
    500

    4,5
    16,2
    22,5
    31,5
    40,5
    49,5
    76,5
    180
    207
    292,5
    414
    612

    2,7
    9
    14,4
    21,6
    33,3
    45
    -

    Примечание: данные табл. 1.8.11 ПУЭ. Продолжительность испытания 1 мин.

     

    Таблица 2.7. Заводское испытательное напряжение промышленной частоты
    длн обмоток трансформатора

    Объект испытания

    Испытательное напряжение, кВ, при номинальном напряжении испытываемой обмотки, кВ

    до 0,69

    3

    6

    10

    15

    20

    35

    Трансформаторы с нормальной изоляцией и вводами на номинальное напряжение

    5

    18

    25

    35

    45

    55

    85

    Трансформаторы с облегченной изоляцией, в том числе сухие

    3

    10

    16

    24

    37

    -

    -

     

    Измеряются междуфазные сопротивления на всех ответвлениях обмоток всех фаз, если для этого не потребуется выемки сердечника. При наличии нулевого провода дополнительно измеряется одно из фазных сопротивлений. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.
    Измерением сопротивления постоянному току обмоток силовых трансформаторов выявляются дефекты:
    в местах соединений ответвлений к обмотке;
    в местах соединений выводов обмоток к выводам трансформатора;
    в местах соединения отпаек к переключателю;
    в переключателе - в контактах переключателя и его сочленениях;

    обрывы в обмотках (например, в проводах параллельных ветвей).
    Измерения сопротивления постоянному току производятся мостовым методом или методом амперметра-вольтметра (см. рис. 2.3).
    Метод амперметра-вольтметра. Измерения производятся приборами с классом точности 0,5. Пределы измерений приборов должны быть выбраны такими, чтобы отсчеты проводились во второй половине шкалы. Величина тока не должна превышать 20% номинального тока объекта измерения во избежание искажения результатов измерения из-за нагрева. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять при полностью установившемся токе.


    Рис. 2.3. Схема измерения сопротивления постоянному току обмоток трансформатора методом амперметра-вольтметра.
    а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений.

     

    При измерениях сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, методом амперметра-вольтметра рекомендуется применять схему измерения, позволяющую снизить время установления тока в измерительной цепи временной формировкой тока. Это достигается шунтированием реостата (или части его) в течение нескольких секунд. Сопротивление реостата берут не менее чем в 8 - 10 раз большее, чем сопротивление обмотки.
    Мостовой метод. Измерения производятся мостами типа Р333, Р369, MО-70, P329. При измерении сопротивления мостами в цепь питания рекомендуется включать дополнительное сопротивление снижая тем самым постоянную времени цепи, что ведет к уменьшению времени установления тока. В этих случаях для получения необходимого тока должна быть применена аккумуляторная батарея более высокого напряжения. Во избежание повреждения моста, гальванометр включают при установившемся значении тока, а отключают до отключения тока.
    Сопротивление постоянному току измеряется для всех ответвлений обмоток всех фаз. При наличии выведенной нейтрали измерение производится между фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение сопротивления между линейными выводами пересчитывается на фазное по формулам при соединении обмоток трансформатора в звезду


    при соединении обмоток трансформатора в треугольник

    где Rф, - приведенное фазовое сопротивление;
    Rизм - измеренное сопротивление между линейными выводами.

    Сопротивления обмоток постоянному току различных фаз на одноименных ответвлениях не должны отличаться друг от друга или от предыдущих (заводских) результатов измерений более, чем ±2%. Кроме того, должна соблюдаться одинаковая по фазам закономерность изменения сопротивления постоянному току по ответвлениям в различных положениях переключателя. Этим проверяется правильность подсоединения ответвлений к переключателю и его работы.
    Особое внимание необходимо обращать на закономерность изменения сопротивления постоянному току по отпайкам в трансформаторах с переключателями под нагрузкой. Нарушения закономерности по фазам и между фазами у трансформаторов с РПН могут иметь место из-за неправильного сочленения валов переключателя и работы его привода, а также из-за неправильного подсоединения отпаек обмоток к переключающему устройству.
    Результаты измерений сопротивления постоянному току должны сравниваться только при одной и той же температуре.
    Пересчет сопротивления на другую температуру производят по формуле

    где R1 - сопротивление, измеренное при температуре t1,
    R2- сопротивление, приводимое к температуре t2;
    К - коэффициент равный 245 для обмоток из алюминия, и 235 - из меди.

    За температуру обмотки масляных трансформаторов полностью собранных и залитых маслом принимается установившаяся температура верхних слоев масла.
    Для сухих трансформаторов и сердечников масляных трансформаторов, вынутых из масла, за температуру обмотки может быть принята температура окружающего воздуха, если трансформатор находился в данных условиях не менее 12 час.

     

    Таблица 2.8. Средние значения фазных сопротивлений обмоток трансформатора постоянному току при t=20°С

    Мощность,
    кВ·А

    Тип

    Напряжение, кВ

    0,4

    3

    6

    10

    35

    110

    220

    10

    ТМ

    0,18

    15,0

    60,0

    100,0

    -

    -

    -

    20

    ТМ

    0,08

    6,0

    25,0

    67,0

    -

    -

    -

    25

    ТСМ

    -

    -

    33,0

    -

    -

    -

    -

    30

    ТМ

    0,25

    -

    -

    40,0

    -

    -

    -

    50

    ТМ

    0,03

    2,0

    10,0

    26,0

    -

    -

    -

    50

    ТМА

    0,025

    -

    8,75

    -

    -

    -

    -

    100

    ТМ

    0,45

    0,9

    3,6

    10,0

    -

    -

    -

    180

    ТМ

    0,008

    0,54

    1,5

    5,1

    -

    -

    -

    180

    ТМА

    0,01

    -

    1,27

    3,6

    -

    -

    -

    250

    ТМ

    -

    -

    1,54

    -

    -

    -

    -

    250

    ТМА

    0,003

    -

    0,9

    4,4

    -

    -

    -

    320

    ТМ

    0,004

    0,23

    0,8

    2,5

    -

    -

    -

    320

    ТМА

    0,003

    -

    0,6

    1,5

    -

    -

    -

    400

    ТМ

    0,02

    0,1

    -

    -

    -

    -

    -

    560

    ТМ

    0,002

    -

    0,3

    0,8

    -

    -

    -

    560

    ТМА

    0,001

    -

    -

    0,8

    -

    -

    -

    630

    ТМ

    -

    -

    0,7

    -

    -

    -

    -

    1000

    ТМ

    0,0008

    -

    0,17

    0,7

    -

    -

    -

    1000

    TCЗC

    0,0006

    -

    -

    0,26

    -

    -

    -

    1800

    ТМ

    0,004

    -

    -

    0,3

    -

    -

    -

    3200

    ТМ

    -

    -

    0,25

    0,16

    -

    -

    -

    4000

    ТМ

    -

    -

    0,08

    0,09

    -

    -

    -

    5600

    ТМ

    -

    -

    0,03

    0,07

    -

    -

    -

    10000

    ТДМ

    -

    -

    0,017

    0,007

    -

    4,15

    -

    10000

    ТДТ

    -

    -

    -

    0,57

    0,424

    4,40

    -

    15000

    ТДГ

    -

    0,005

    -

    -

    -

    2,9

    -

    15000

    ТДНГ

    -

    0,004

    -

    -

    -

    3,0

    -

    16000

    ТДНГ

    -

    -

    0,015

    -

    2,1

    -

    -

    31500

    ТДНГ

    -

    -

    0,012

    -

    1.1

    -

    -

    40000

    ТРДЦ

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    40500

    ТДГ

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    60000

    ТДГ

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    90000

    ТДГН

    -

    -

    0,003

    -

    -

    -

    0,75

    240000

    АТЦТГ

    -

    -

    -

    0,0048

    -

    0,145

    0,299

    Примечание: Представлены данные, имеющиеся в распоряжении разработчика и предназначены для ориентировки обслуживающего персонала.

     

    Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателю. Проверка производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более, чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентом трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

     

    Из предусмотренных ГОСТ-3484-77 методов определения коэффициента трансформации в практике наладочных работ используется метод двух вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время должно составлять не менее 1% номинального напряжения. Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении.
    При испытаниях трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обоих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда-треугольник коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз. Коэффициент трансформации определяется по формулам

    где k1ф, k2ф,kЗф фазные коэффициенты трансформации;
    UАВ, UВС, UАС, Uab, Ubc, Uac - измеренные напряжения на обеих обмотках трансформатора.

    Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по формуле

    При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда с нулевым выводом - треугольник напряжение подводится поочередно к каждой фазе, при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае определяется фазный коэффициент трансформации

    Схемы измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов и трехфазных с различными схемами соединения обмоток приведены на рис. 2.4.
    Коэффициент трансформации находят для всех ответвлений обмоток и всех фаз. При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно определить коэффициент трансформации для двух пар обмоток.

     

     


    Рис. 2.4. Схемы измерения коэффициента трансформации силовых трансформаторов.
    а - однофазных; б - трехфазных по трехфазной схеме возбуждения; в - трехфазных с соединением обмоток Υ/ Υ по однофазной схеме возбуждения; г - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ по однофазной схеме возбуждения; д - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ, по однофазной схеме возбуждения.

     

    Проверка группы соединений трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

    Группа соединения обмоток трансформатора характеризует угловое смещение векторов линейных напряжений обмотки НН относительно векторов линейных напряжений обмотки ВН. Проверка производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.
    Проверить группу соединений обмоток трансформатора можно одним из следующих методов: двух вольтметров, фазометра (прямой метод), постоянного тока. Наибольшее распространение получил метод постоянного тока.
    Метод постоянного тока. В соответствии с данным методом проверка группы соединения трехфазных трансформаторов производится следующим образом.
    К одной паре зажимов обмотки ВН, например к зажимам "А-С", подключают кратковременно источник постоянного тока (аккумулятор) напряжением 2-12 В, а к зажимам обмотки НН "а-в", "в-с", "а-с" поочередно подключают магнитоэлектрический вольтметр (гальванометр) и определяют полярность выводов.
    Для определения полярности необходимо произвести девять измерений для трех случаев питания обмотки ВН: "А-В", "В-С", "С-А". При этом надо определить отклонение стрелки прибора, подключенного поочередно к выводам НН: "а-в", "в-с", "с-а" (первая буква указывает, что к ней должен быть присоединен "плюс" батареи или прибора). Отклонение стрелки гальванометра вправо обозначается знаком плюс, влево - минус. Полученные результаты сравнивают с данными, приведенными в табл. 2.9.
    При сборке схемы следует строго следить за тем, чтобы подключение батареи и гальванометра к зажимам трансформатора было выполнено по признакам полярности (см. рис. 2.5).
    Аналогичный метод используется для однофазных трансформаторов, а также для трехфазных - при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток Δ/Δ, когда соединение в треугольник выполняется вне бака трансформатора. Группу соединений определяют по схеме рис. 2.б путем поочередной проверки полярности зажимов "А-Х" и "а-х" магнитоэлектрическим вольтметром (нулевым гальванометром) при подведении к зажимам "А-Х" напряжения постоянного тока 2 - 12 В. Полярность зажимов "А-Х" устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов "А-Х" вольтметр отсоединяют, не отсоединяя питающего провода, и присоединяют его к зажимам "а-х". Полярность зажимов "а-х" определяют в момент включения и отключения тока. Если полярность зажимов "а-х" при включении тока совпадает с полярностью зажимов "А-Х", а при отключении - противоположна, то трансформатор имеет группу соединения 0, в противном случае - группу соединения б.
    Желательно, чтобы гальванометр имел нуль посередине шкалы. Можно пользоваться прибором, имеющим нуль с краю шкалы, но при этом необходимо стрелку сдвинуть с нуля поворотом корректора.

     

     

    Рис. 2.5. Схема проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

     


    Рис. 2.6. Схема проверки группы соединения обмоток однофазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

     

    При возникновении сомнения в правильности обозначения зажимов гальванометра, их полярность можно установить, подключив к гальванометру через большое сопротивление элемент батареи. Плюсовым зажимом гальванометра будет тот, при подключении к которому плюса элемента стрелка гальванометра отклонится вправо. При отсутствии на месте измерения сопротивления достаточной величины, гальванометр можно загрубить путем его шунтирования медным проводом диаметром 0.1 - 0.5 мм. Следует иметь в виду, что отсчет отклонения стрелки прибора на выводах НН необходимо производить в момент замыкания выводов обмотки ВН на батарею. В противном случае это приведет к ошибочным данным (в момент размыкания цепи батареи показания прибора на стороне НН будут обратными).
    Результаты опыта сводятся в таблицу, в которой отклонение стрелки вправо отмечается знаком плюс (+), влево - знаком минус (-), а отсутствие отклонения - нулем (0). Табл. 2.9 составлена при условии, что плюсовой вывод источника тока и плюсовой зажим гальванометра подключаются к зажиму, обозначенному в таблице первым. Так, например, при определении отклонения стрелки гальванометра, подключенного к зажимам "с-а", при подаче питания на зажим "А-В" "плюс" гальванометра должен быть подключен к зажиму "с" трансформатора, а "Плюс" источника питания к зажиму "А" трансформатора.

     

    Таблица 2.9. Показания гальванометра при определении группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов

    Питание
    подведено
    к зажимам

    Отклонение стрелки гальванометра, присоединенного к зажимам

    аb

    са

    аb

    bc

    са

    аb

    са

     

    для группы 0

    для группы 4

    для группы 8

    АВ

    +

    -

    -

    -

    -

    +

    -

    +

    -

    ВС

    -

    +

    -

    +

    -

    -

    -

    -

    +

    СА

    -

    -

    +

    -

    +

    -

    +

    -

    -

     

    для группы 6

    для группы 10

    для группы 2

    АВ

    -

    +

    +

    +

    +

    -

    +

    -

    +

    ВС

    +

    -

    +

    -

    +

    +

    +

    +

    -

    СА

    +

    +

    -

    +

    -

    +

    -

    +

    +

     

    для группы 11

    для группы 3

    для группы 7

    АВ

    +

    0

    -

    0

    -

    +

    -

    +

    0

    ВС

     

    +

    0

    +

    0

    -

    0

    -

    +

    СА

    0

    -

    +

    -

    +

    0

    +

    0

    -

     

    для группы 1

    для группы 5

    для группы 9

    АВ

    +

    -

    0

    -

    0

    +

    0

    +

    -

    ВС

    0

    +

    -

    +

    -

    0

    -

    0

    +

    СА

    -

    0

    +

    0

    +

    -

    +

    -

    0

     

    Прямой метод (фазометром). Последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат подключают к зажимам одной из обмоток, а параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки испытываемого трансформатора К одной из обмоток трансформатора подводят напряжение, достаточное для нормальной работы фазометра. По измеренному углу определяют группу соединений обмоток. При определении группы соединений трехфазных трансформаторов проводят не менее двух измерений (для двух пар соответствующих линейных зажимов трансформатора). Схема проверки представлена на рис. 2.7.
    Метод двух вольтметров. При проверке группы соединения этим методом соединяют зажимы "А" и "а" испытываемого трансформатора подводят к одной из обмоток напряжение и измеряют последовательно напряжения между зажимами "Х-х" при испытании однофазных трансформаторов и между зажимами "в-В", "в-с" и "с-В" при испытании трехфазных трансформаторов. Измеренные напряжения (см. рис. 2.8) сравнивают с вычисленными по формулам табл. 2.10.

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно