Испытания трансформаторов и реакторов 2

07.07.2010

В соответствии с требованиями ПУЭ производится одно из измерений:
а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;





Рис. 2.7. Схема проверки группы соединения обмоток силового трансформатора методом фазометра.

 





 

Рис. 2.8. Схемы проверки группы соединения обмоток силовых трансформаторов методом двух вольтметров.

б) при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).
Опытом холостого хода трансформатора называется включение одной из его обмоток (обычно низкого напряжения) под номинальное напряжение. Потребляемый при этом ток называют током холостого хода Iхх (обычно выражают в % от Iном).

 

Таблица 2.10. Векторные диаграммы и расчетные формулы для определения группы соединения силовых трансформаторов




Примечание: Формулы табл. 2.10


где U2 > и Кл соответственно линейное напряжение на зажимах обмотки низшего напряжения и линейный коэффициент трансформации.



Потребляемую при этом активную мощность называют потерями холостого хода Рхх (кВт). Эта мощность расходуется, в основном, на перемагничивание электротехнической стали (потери на гистерезисе) и на вихревые токи. Ток и потери холостого хода являются паспортными данными силовых трансформаторов.
Потери холостого хода трансформаторов Рхх, измеренные при нормальной частоте и весьма малом возбуждении (порядка нескольких процентов от номинального напряжения трансформатора), можно пересчитать к потерям холостого хода при номинальном напряжении по формуле



где Р’хх= Ризм – Рпр потери, измеренные при подводимом при измерении напряжении (возбуждении) U;
Рпр и Ризм - соответственно мощность, потребляемая приборами и суммарные потери в трансформаторе и приборах.
n - показатель степени, равный для горячекатаной стали 1,8; для холоднокатаной стали - 1,9.
Заводы-изготовители производят измерения потерь холостого хода при номинальном напряжении и при малом (обычно 380 В) напряжении.
Измерение потерь холостого хода может быть произведено также при напряжении, равном 5 - 10% номинального. Отличие полученных значений потерь от заводских данных должно быть не более 10% для однофазных и не более 5% для трехфазных.
Измерение потерь холостого хода производится при напряжении и по схемам, указанным в протоколе испытания завода-изготовителя.
Если завод-изготовитель производил измерения потерь холостого хода только при номинальном напряжении трансформатора, то следует измерение потерь холостого хода произвести при напряжении 380 В и выполнить пересчет их к номинальному напряжению по формуле, указанной выше.
В дальнейшем измерение потерь холостого хода следует производить при напряжениях 380 В. У исправных трехфазных трехстержневых трансформаторов соотношение потерь, как правило, не отличается от соотношений, полученных на заводе-изготовителе, более, чем на 5%.
Для трансформаторов, имеющих переключающее устройство с токоограничивающим реактором, дополнительно производится опыт холостого хода на промежуточном положении "Мост".
Измерение потерь холостого хода при напряжении 380 В следует производить до измерения сопротивления обмоток постоянному току и прогрева трансформатора постоянным током.
При измерении потерь и тока холостого хода следует применять измерительные приборы класса точности 0,5. Для измерений могут использоваться переносные измерительные комплекты типа К-50 (К-51).
При измерении потерь и тока холостого хода при номинальном напряжении обмоток выше 0,4 кВ рекомендуется применять измерительные трансформаторы класса точности 0,2.
Потери холостого хода трехфазных трехстержневых трансформаторов измеряют при трехфазном или однофазном возбуждении.
При трехфазном возбуждении измерения производят двумя однофазными ваттметрами или одним трехфазным ваттметром (см. рис. 2.9).
Измеренные потери определяются как алгебраическая сумма потерь, измеренных каждым ваттметром. Потери в трансформаторе определяют как разность измеренных суммарных потерь и потерь в приборах (см. рис. 2.10), поскольку потери в приборах могут быть соизмеримы с потерями холостого хода.

 





Рис. 2.9. Схемы включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых трансформаторов.
а - для однофазных трансформаторов; б - для трехфазных трансформаторов.

 

Ток холостого хода трансформатора определяют как среднеарифметическое значение токов трех фаз.
При измерении потерь холостого хода при однофазном возбуждении напряжением 380 В проводят три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем поочередного замыкания накоротко одной из его фаз и возбуждении двух других фаз.
Первый опыт - замыкают накоротко обмотку фазы А, возбуждают фазы В и С трансформатора и измеряют потери.
Второй опыт - замыкают накоротко обмотку фазы В, возбуждают фазы А и С трансформатора и измеряют потери.




 



Рис. 2.10. Схемы измерения потерь холостого хода в трехфазных трансформаторов.
а - для измерения суммарных потерь; б - для измерения потерь в приборах.

 




Соединение первичной обмотки в треугольник


Соединение первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой
Группа соединения Υ0/Δ.
Рис. 2.11.а. Схемы возбуждения трехфазных трансформаторов

 

Третий опыт - замыкают накоротко обмотку фазы С, возбуждают фазы А и В трансформатора и измеряют потери.

 



 





Группа соединения Y/Δ

 



 



Группа соединения Υ/Υ
Рис. 2.11.6. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов

Обмотки любой фазы замыкают накоротко на соответствующих выводах одной из обмоток трансформатора. Схемы однофазного возбуждения трехфазного трансформатора для измерения потерь при малом напряжении для различных групп соединений приведены на рис. 2.11.
Потери в трансформаторе при напряжении U’



где U’ - приложенное напряжение при замерах потерь холостого хода;
P’0АВ, Р’0ВС, Р’0АС - потери, определенные при указанных выше опытах (за вычетом потерь в приборах) при одинаковом значении подводимого напряжения.

Приведенные к номинальному напряжению потери трансформатора измеренные при некотором малом напряжении U’ определяются


где n — зависит от сорта трансформаторной стали: для горячекатаной 1,8; для холоднокатаной 1,9.
При отсутствии дефектов и одинаковых значениях подведенного напряжения, приближенные соотношения между значениями фазовых потерь будут следующими:
- при соединении возбуждаемой обмотки в звезду (с доступной нейтралью) или треугольник потери, измеренные при подведении питания к выводам обмоток фазы "А" и "С" практически одинаковы и, как правило, не менее, чем на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам обмотки средней фазы "В";
- при соединении возбуждаемой обмотки в звезду без доступной нейтрали потери, измеренные при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС", практически одинаковы, а потери, измеренные при подведении питания к выводам "АС" на 25%  больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС".
Необходимо иметь ввиду, что если измеряют потери у нескольких одинаковых трансформаторов (одинаковая трансформаторная сталь и одинаковая величина подводимого напряжения), то у сравниваемых трансформаторов одинаковым значениям потерь холостого хода при номинальном напряжении (указанным заводом-изготовителем), должны соответствовать приблизительно одинаковые значения потерь при малом напряжении. Кроме того, у одинаковых трансформаторов соотношения фазовых потерь должны быть приблизительно равными.

 

Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно заводским инструкциям.
Круговую диаграмму переключающего устройства снимают при повороте ведущего вала от одного заранее выбранного положения до другого, затем при повороте обратно. Диаграмму снимают таким образом, чтобы проверить работу
всех контактов контактора и избирателя.
Для реакторных устройств круговую диаграмму снимают при одном полном обороте вертикального вала независимо от того, происходит ли за это время одно или два переключения.

 

Для резисторных устройств, имеющих отдельный контактор, круговая и временная диаграммы снимаются при переключении не менее, чем на два положения подряд, так как эти устройства обычно работают со сдвигом регулировочных ответвлений.
Для трехфазных устройств допускается производить по фазное испытание, а для устройств с параллельным соединением контактов проверяют одновременность размыкания и замыкания параллельных контактов.
Если имеется предизбиратель, круговую диаграмму снимают между положениями переключающего устройства, в пределах которых он участвует в переключениях.
Снятие круговой диаграммы РПН с реакторами. Для снятия круговой диаграммы необходим металлический диск с прикрепленной к нему круговой шкалой из электрокартона или бумаги, разделенной на 3600 через 10. Диаметр диска для удобства отсчета должен быть 300 - 350 мм.
Диск со шкалой укрепляют на вертикальном валу переключателя, при этом ось вала должна проходить через центр шкалы.
Для отсчета угла поворота вала служит неподвижная стрелка, укрепленная на неподвижной части приводного механизма. Для повышения точности отсчета плоскость шкалы должна быть перпендикулярна оси вертикального вала переключателя. Перед началом измерений шкала устанавливается так, чтобы указательная стрелка показывала нуль.
На силовых трансформаторах с РПН последних выпусков диск изготавливается на заводе и укрепляется на верхней крышке приводного механизма. В этом случае указательную стрелку прикрепляют к одному из болтов нониусной муфты вертикального вала. Сливается масло из бака РПН, снимается крышка, контакты контактора протираются насухо от масла.
Перед снятием круговой диаграммы переключающее устройство
устанавливают в обычных, рекомендуемых заводом-изготовителем положениях, например, 5-е для РНТ-13 и 11-е для РНТ-18, РНТ-20, причем для исключения влияния люфтов приводной механизм ставят в исходное положение вращением его рукоятки в ту же сторону, в какую будут вращать рукоятку при последующем снятии круговой диаграммы.
В практике применяется несколько различных схем для снятия круговых диаграмм - метод сигнальных ламп и метод амперметра-вольтметра.
Метод сигнальных ламп. Направление вращения приводного механизма при его установке должно совпадать с направлением вращения при последующем снятии диаграммы; это исключает влияние люфтов переключающего устройства.
Электрическую схему для испытания собирают таким образом, чтобы моменты замыкания и размыкания контактов избирателя и контактора фиксировались загоранием и погасанием сигнальных ламп.

 




Рис. 2.12. Схема снятия круговой диаграммы переключающего устройства с предизбирателем и мостиковым включением дугогасительных контактов.
П - контакты предизбирателя; П1, П2 - контакты избирателя;
К1, К2, К3 - контакты контактора; Л1, Л2 - сигнальные лампы.
На рис. 2.12 представлена схема снятия круговой диаграммы переключающего устройства с предизбирателем и мостиковым включением дугогасительного контактора, реализующая данный метод. К контактам К1 и К2 подключается лампа на 12 В, а на выводы А - Х подается питание от постороннего источника 220 В через реостат. Положение реостата регулируется таким образом, чтобы при разомкнутом контакторе сигнальные лампы горели с заметным накалом. Вместо сигнальных ламп можно включить амперметры.
На рис. 2.13 представлена схема снятия круговой диаграммы с контактором и избирателем при выведенной средней точке реактора.





Рис. 2.13. Схема снятия круговой диаграммы с контакторами и избирателями при выведенной средней точке реактора

При снятии круговой диаграммы необходимо собрать схему, включить питание и убедиться, что при размыкании контактов контактора загораются соответствующие сигнальные лампы. Установить переключающее устройство в исходное положение. В этом положении лампы гореть не должны. Медленно вращать рукоятку приводного механизма в сторону следующего положения. Размыкание контактов К1 контактора отмечают по загоранию лампы JI1, а размыкание контактов избирателя П1 - по погасанию этой лампы. Если устройство собрано неправильно (вместо контактов избирателя П1 переключаются контакты П2), лампа не гаснет, а наоборот, загорается более ярко и может перегореть. При дальнейшем вращении отмечают замыкание контактов П1 избирателя на следующем положении (по загоранию лампы Л1) и замыкание контактов К1 контактора (по погашению соответствующей лампы).
Продолжая вращение в ту же сторону, контролируют работу другой половины переключающего устройства с помощью сигнальной лампы Л2.
После прихода в следующее фиксирующее положение (по показаниям цифры в окошечки коробки привода) продолжают вращение рукоятки привода немного дальше, после чего снимают диаграмму в обратную сторону. При всех случаях загорания и погасания сигнальных ламп фиксируются показания угла поворота диска шкалы.
Из прямого и обратного хода переключателя высчитывают его люфт.
Результаты измерений углов записывают в таблицу (см. табл. 2.11). При необходимости отдельной проверки работы переключателей П1 и П2 дугогасительными контактами К1 и К2 нужно заложить изоляционные прокладки и повторно снять круговую диаграмму.

 

Схема снятия круговой диаграммы переключающего устройства без отдельного контактора представлена на рис. 2.14. Порядок снятия круговой диаграммы для данных переключателей аналогичен представленному выше.
Метод "амперметра-вольтметра". Данный метод может быть применен при наличии на месте измерения прибора К-50 или амперметра и вольтметра.
Для снятия круговой диаграммы необходимо собрать схему представленную на рис. 2.15.

 

Таблица 2.11. Результаты измерения углов при снятии круговой диаграммы

Операция	Л,		Углы поворота вала
			ход от....... к........			ход от....... к........
			а	Ь	с	а	Ь	с
К1 открывается	Загорается	Не горит
П1 открывается	Гаснет	Не горит
П1 закрывается	Загорается	Не горит
К1 закрывается	Гаснет	Не горит
К2 открывается	Не горит	Загорается
П2 открывается	Не горит	Гаснет
П2 закрывается	Не горит	Загорается
К2 закрывается	Не горит	Гаснет

 

 



Рис. 2.14.схема снятия круговой диаграммы переключающего устройства без отдельного контактора

 

Затем подать питание на схему от автотрансформатора. Установить ток равный примерно 5 А (ток протекает по цепи 1-А-К1-В-2). Медленно вращая рукоятку приводного механизма, наблюдают за показаниями амперметра. При размыкание К1 (ток падает с 5 до 2 А) произвести отсчет углов по шкале углов (при разомкнутом К1 ток протекает по цепи 1-А- П1-Д- П2- К2-В-2).
Продолжая вращать рукоятку приводного механизма, фиксируют угол поворота вала переключателя, при котором повышается напряжение (цепь тока разрывается), что означает факт размыкания контакта П1. Продолжают вращать рукоятку и фиксируют понижение напряжения по вольтметру (в цепи появляется ток). Данный факт означает переход контакта П1 в следующее положение.

 


Рис. 2.15. Схема снятия круговой диаграммы методом "амперметра-вольтметра".

 

При дальнейшем вращении рукоятки переключателя фиксируется угол включения контакта контактора К1 по увеличению величины тока до 5 А.
Затем вращают рукоятку переключателя в обратном направлении и отмечают все точки на шкале градусов, при которых происходят изменения тока или напряжения (по аналогии с прямым ходом переключателя).
Подобным образом снимают круговые диаграммы на всех фазах, используя вначале контакты К1, а затем контакты К2.
Из "прямого" и "обратного" хода вертикального вала вычисляют люфт приводного механизма.
По результатам измерений строятся круговые (развернутые) диаграммы переключающих устройств.
Круговые диаграммы переключающих устройств с реактором отечественного производства должны удовлетворять следующим требованиям:
- отрезок "а" (угол перекрытия контактов) на развернутой диаграмме должен быть не меньше величины, указанной в табл. 2.12, в противном случае требуется регулировка горизонтального вала переключателя;
- величина люфта, т.е. сдвиг между "прямым" и "обратным" ходом переключателя, не должен быть более величины, указанной в заводской инструкции. Большой люфт является результатом плохой сборки или указывает на износ деталей переключающего механизма;
- промежуток, выраженный в углах поворота вертикального вала, в течение которого контактор закрыт, должен быть расположен симметрично относительно промежутка, в течение которого переключатель закрыт;
- если развернутая диаграмма целиком несимметрична относительно линии 1800, то необходима регулировка вертикального вала, соединяющего приводной механизм с контакторной коробкой.
Совершенно недопустима такая работа переключающего устройства, при которой переключатель открывается и закрывается, когда контактор закрыт.
Для ориентировки на рис. 2.1б приведены развернутые диаграммы переключающих устройств типа РНТ-13, РНТ-18, РНТ-20.

 

Таблица 2.12. Значения угла перекрытия контактов

Тип переключающего устройства	Угол перекрытия, 0
PHT-13	25-30
PHT-18	15-20
PHT-20	30

 

Снятие круговой диаграммы РПН с резисторами. Главная особенность резисторных устройств РПН - наличие специального аккумулирующего узла, обеспечивающего завершение начавшегося процесса переключения с заданной скоростью независимо от скорости приводного механизма. В качестве такого узла используется пружинный привод быстродействующего контактора. Значительную часть времени переключения таких устройств составляет время завода переключающих пружин. После окончания завода пружины освобождаются и запасенная в них энергия расходуется на быстрое переключение контактора в другое положение.
Поскольку переключение контактора совершается очень быстро, для резисторных устройств РПН снимают не только диаграмму совместной работы контактора с избирателем в зависимости от угла поворота входного вала, но также диаграмму работы контактов контактора в зависимости от времени (осциллографируют временную диаграмму).
Проверка диаграммы совместной работы избирателя и контактора производится методом "сигнальной лампы" по схеме приведенной на рис.2.17.
При сборке измерительной схемы следует обратить внимание на качество контактных соединений проводов. С этой целью к проводам, подсоединенным к контактам контактора (маркировка 31-32) следует напаять зажимные контакты ("крокодилы").
Круговая диаграмма должна сниматься непрерывно, например, с положения 9 до положения 12 и обратно.
Рекомендуется также снять диаграмму в двух крайних положениях, например, с 2-го в 1-й и с 18-го в 19-й, для того, чтобы убедиться в правильности работы мальтийской передачи и приводного механизма переключающего устройства.
Полный цикл переключения соответствует 33 оборотам вертикального вала приводного механизма (для устройств типа РС-3).

 


Рис. 2.16, а. Развернутая круговая диаграмма переключателя PHT-13.

 

 


Рис. 2.16, б. Развернутая круговая диаграмма переключателя PHT-18.

 

Конец переключения фиксируется по появлению "черной точки" в специальном окне на приводе устройства.
Правильность работы переключающего устройства обеспечивается соблюдением определенной очередности работы контактов избирателя и контактора. Наблюдая за погасанием и загоранием сигнальной лампы и отмечая при этом число оборотов вертикального вала, можно судить об очередности работы контактов избирателя и контактора. Результаты снятия круговой диаграммы переключателя типа РС-3 фиксируются в таблице (см. табл. 2.13).

 


Рис. 2.16, в. Развернутая круговая диаграмма переключателя РНТ-20.

 

Таблица 2.13. Таблица результатов снятия круговой диаграммы переключателя типа РС-3

Положение переключателя	Число оборотов вертикального вала с начала движения
	до начала движения контактов в избирателе	до размыкания контактов избирателя	до замыкания новоизбранного контакта избирателя	до переключения контактов избирателя	до остановки движения вертикального вала
Норма	9	13	23	24-26	33
2-1
9-10
10-9
10-11
11-10
18-19
19-18

Примечание: Диаграмма снимается при вращении привода вручную.

 

Снятие временной характеристики. Круговая диаграмма устанавливает правильность чередования работы контактов избирателя и контактора в целом. Однако, она не позволяет оценить очередность работы главных, вспомогательных и дугогасительных контактов контактора.
Осциллографирование позволяет установить временные характеристики работы контактора, а также отсутствие разрыва цепи тока при работе контактов контактора. Осциллографирование резисторного переключателя производится в следующей последовательности.

 



Рис. 2.17. Проверка совместной работы избирателя и контактора методом "сигнальной лампы"

 


Рис. 2.18. Схема снятия временной характеристики резисторного переключателя.

 

Сливают часть масла из бака контактора чтобы открыть доступ к выводам контактора. Затем соединяют перемычками выводы 31х и 32х, 31у и 32у, 31z и 32z. Собирают схему в соответствии с рис. 2.18 и схему осциллографа.
В собранной цепи устанавливают ток величиной 0,15 – 0,2 А (при установленных вибраторах, например, типа Н-135-3). Настраивают отметчик на 1000 Гц и скорость движения бумаги 100 мм/с.
Запускают переключающее устройство кнопкой пуска в сторону "больше" или "меньше" и прослеживают по экрану осциллографа изменение тока в момент переключения контактора. При необходимости увеличивают ток в схеме измерения, учитывая при этом предельно допустимый ток вибратора В.

 



Рис. 2.19. Типовая осциллограмма переключающего устройства типа РС (РОГ).

 

Затем производят запись осциллограммы полного цикла работы контактора (от момента запуска до остановки).
Типовая временная диаграмма работы контакторов для устройств типа РС-3 представлена на рис. 2.19. На диаграмме участок А-В определяет период протекания тока через дугогасительный контакт и токоограничивающий резистор одного из плеч контактора. Участок В-С - период положения "моста", т.е. период протекания тока по дугогасительным контактам и токоограничивающим резисторам обоих плеч контактора. Контакты, работающие на замыкание, имеют вибрацию, время которой ограничено. Вибрация контактов фиксируется вибраторами. Участок С-D - период после размыкания первоначально включенного дугогасительного контакта. За этим участком фиксируется вибрация замыкающегося главного контакта другого плеча контактора. Для контакторов отечественных переключающих устройств период положения "моста" должен быть не менее 9 мс.
Проверка переключающего устройства типа ПБВ. Для оценки правильности работы переключающего устройства типа ПБВ измеряются сопротивления постоянному току регулируемой обмотки при всех положениях переключателя и проверяется коэффициент трансформации. Измерение сопротивления постоянному току производится методом "амперметра-вольтметра" или мостовым методом. Наибольшее сопротивление регулируемой обмотки трансформатора имеет место в положении 1 переключателя (наибольшего коэффициента трансформации), а наименьшее в положении V (наименьшего коэффициента трансформации). В случае несоответствия значений сопротивлений положениям переключателя производят настройку последнего. Для этого переключатель устанавливают в положение, при котором сопротивление наибольшее. Затем, не трогая приводной механизм, разбирают головку привода и крышку привода устанавливают так, чтобы указатель был против положения I.
Переключающее устройство в трехфазном исполнении имеет один привод на все три фазы или на каждую в отдельности. Правильность сборки таких переключателей проверяют измерением сопротивления между фазами, которые практически должны быть одинаковыми при конкретном положении ПБВ.

 

Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.

Испытание бака с радиаторами статическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной для трубчатых и гладких баков 0,6 м, для баков волнистых, с пластинчатыми радиаторами или с охладителями - 0,3 м. Продолжительность испытания должна быть не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10 С. После испытания проводится тщательный осмотр бака. Течи и подтекания масла быть не должно.

 

Проверка системы охлаждения.

Режим пуска и работы охлаждающего устройства должен соответствовать инструкции завода-изготовителя.

 

Проверка состояния силикагеля.

Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении, что свидетельствует о необходимости его замены.

 

Фазировка трансформаторов производится перед их включением на параллельную работу между собой или с сетью. При отсутствии тождественности фаз напряжений включаемых трансформаторов возможно появление значительных уравнительных токов между ними, которые приводят к ограничению мощности или значительной перегрузке трансформаторов, а при несовпадении чередования фаз - к короткому замыканию.
Фазировка заключается в измерении напряжения между разноименными фазами включаемого трансформатора и сети (или другого, работающего трансформатора) и определении отсутствия напряжения между одноименными фазами. При проведении фазировки должна быть обеспечена электрическая связь между фазируемыми цепями для образования электрически замкнутого контура, необходимого для измерений. В качестве такой связи могут выступать заземленные нейтрали фазируемых трансформаторов, общий нулевой провод или соединение любой пары предполагаемых одноименных фаз с помощью разъединителя или временной перемычки.
Фазировка производится с помощью вольтметра до 380 В или вольтметра и трансформатора напряжения. При напряжении 2-10 кВ фазировка может производиться с помощью специальных указателей напряжения.
Измерения должны проводиться между всеми одноименными, а также между каждой из них и двумя остальными разноименными фазами (см. рис. 2.20). Если при измерении оказывается, что между одноименными фазами а1- a2, b1 – b2, с1 – с2, напряжение отсутствует, а между одной одноименной и противоположными разноименными a1 – b2, а1 – с2, b1 – а2, b1 – с2, с1 - а2, с1 – b2 напряжение примерно одинаковое (отличаются не более чем на 10%), то такой трансформатор может быть включен в сеть или на параллельную работу. Приведенные условия являются необходимыми и достаточными. Если при производстве замеров напряжения между фазами отличаются от выше отмеченных, то в каждом отдельном случае необходимо построить векторные диаграммы фазируемых напряжений и определить условия, при которых возможна параллельная работа трансформаторов.
На рис. 2.21 представлены векторные диаграммы для нормального случая фазировки трансформаторов, а на рис. 2.22 - векторные диаграммы для некоторых ненормальных случаев фазировки. На рис. 2.22,а трансформаторы соединены по схеме Y/Y, нейтрали заземлены; при измерении нулевых показаний нет; измеренное напряжение между одноименными фазами равно 2•Eф, а между разноименными - Еф. Включение возможно, но для этого требуется поменять начала и концы всех обмоток фазируемого трансформатора. На рис. 2.22,б, в, г трансформаторы соединены по схеме Y/Δ; нейтрали незаземлены; нулевых измерений нет; при измерении одно напряжение равно Еф, а второе - 2•Еф. В этом случае перемычкой соединяются такие разноименные фазы, между которыми показания были равны Eф и после этого вновь повторяется фазировка. В данном случае оказались перепутаны между собой фазы а2 и с2 (рис. 2.22,6) или а2 и b2 рис. 2.22,в). Рис. 2.22, г относится к случаю восстановления перепутанных фаз. На рис. 2.22,д, е, ж показаний с нулевыми значениями нет или имеется только одно, а другие измерения дают значения 3 Е, или 2 Е, при различных соединениях а2 с с1, рис. 2.22,д), а2 с b1 рис. 2.22,е) и а2 и а1 рис. 2.22,ж).
Из этих рисунков видно, что имеет место случай сдвига одноименных фаз на б0 т. е. несоответствие групп. В этом случае необходимо поменять местами фазы как со стороны питания фазируемого трансформатора так и с низкой стороны, например А с В и а с Ь, что должно дать обратный сдвиг на 60 и обеспечить соответствие групп. Фазировку после этого необходимо повторить.

 






Рис. 2.20. Фазировка силовых трансформаторов
а) - фазировка на низком напряжении. Образование замкнутого контура через заземление; б) – фазировка на низком напряжении. Образование замкнутого контура перемычкой; c) - фазировка на напряжение более 380 В. Образование замкнутого контура через заземление. Q - шиносоединительный выключатель, отключен.

 


Рис. 2.21. Векторные диаграммы для нормального случая фазировки трансформаторов

 






Рис. 2.22. Векторные диаграммы для некоторых ненормальных случаев фазировки трансформаторов.

 

Перед фазировкой на высоком напряжении с помощью трансформаторов напряжения у последних должна быть проверена фазировка между собой подачей на них одинаковых напряжений.
Другие случаи оценки возможности включения трансформаторов на параллельную работу между собой или с сетью с построением векторных диаграмм можно найти в известной справочной литературе.

 

Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывших без масла, должно быть испытано по показателям п.п. 1, 2, 4 - 12 табл. 2.14.
Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна). Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110 - 220 кВ должна быть не ниже 35 кВ и в трансформаторах напряжением 330 - 500 кВ - не ниже 45 кВ.
Масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, транспортируемых с маслом, до начала монтажа испытывается по показателям п.п. 1 - 6 и 12 табл. 2.14.
Испытание масла из трансформаторов с массой масла более 1 т, прибывающих с маслом, при отсутствии заводского протокола испытания масла перед включением в работу производится по показателям п.п. 1 - 11 табл. 2.2, а масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, кроме того, по п. 12 табл. 2.14.
Испытания масла, залитого в трансформатор, перед включением его под напряжение после монтажа производится по показателям п.п. 1 - 6 табл. 2.14.
При испытании масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по показателям п.п. 1 - 6 табл. 2.14 следует производить и измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла следует производить также у трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции.
Масло из трансформаторов I и II габаритов, прибывающих на монтаж заполненными маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 мес. до включения трансформаторов в работу, разрешается испытывать только по показателям 1 и 2 табл. 2.14.
Определение пробивного напряжения трансформаторного масла при частоте 50 Гц производится в соответствии с требованиями ГОСТ 6581-75 с целью определения его качества. Наличие невидимой влаги, продуктов сгорания, окисления, разложения масла снижают его электрическую прочность. Испытание производится с помощью специально оборудованных аппаратов, например, АИМ-ЗО, АИИ-70 и стандартной измерительной ячейки (сосуда, см. рис. 2.23).

 

Таблица 2.14. Предельные допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

Показатель качества масла	Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование				Масло непосредственно после заливки в оборудование
	по ГОСТ 982- 80* марки ТКп	по ГОСТ1 0121- 76*	по ТУ 38-1- 182-68	по ТУ 38-1- 239-69	по ГОСТ 982- 80* марки ТКп	по ГОСТ1 0121- 76*	по ТУ 38-1- 182-68	по ТУ 38-1- 239- 69
1	2	3	4	5	б	7	8	9
1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением: до 15 кВ выше 15 до 35 кВ от 60 до 220 кВ от 330 до 500 кВ	30 35 45 55	30 35 45 -	30 35 45 55	- - - 55	25 30 40 50	25 30 40 50	25 30 40 50	- - - 50
2. Содержание механических примесей	Отсутствие (визуально)
3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях	Отсутствие
1	2	3	4	5	б	7	8	9
4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,02	0,02	0,03	0,01	0,02	0,02	0,03	0,01
5. Реакция водной вытяжки	Нейтральная
6. Температура вспышки, °С, не ниже	135	150	135	135	135	150	135	135
7. Кинематическая вязкость, 1·10-6 м2 /с, не более при 20°С при 50°С	- 9,0	28 9,0	30 9,0	- 9,0	- -	- -	- -	- -
8. Температура застывания, °С, не выше1	-45	-45	-45	-53	-	-	-	-
9. Натровая проба, баллы, не более	1	1	1	1	-	-	-	-
10. Прозрачность при +50 С	Прозрачно
11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*): - количество осадков после окисления, %, не более - кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более	0,01   0,1	Отсут- ствие 0,1	0,03   0,3	Отсут- ствие 0,03	-   -	-   -	-   -	-   -
12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более: при 20 С при 70 С при 90  С	0,2 1,5 -	0,2 2,0 -	0,05 0,7 1,5	- 0,3 0,5	0,4 2,0 -	0,4 2,5 -	0,1 1,0 2,0	- 0,5 0,7

Примечание: данные табл. 1.8.38 ПУЭ.
1Проверка не обязательна для трансформаторов, устанавливаемых в районах с умеренным климатом.
2Нормы тангенса угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах см. ПУЭ.

 

В цепи обмотки ВН испытательного трансформатора должно быть включено сопротивление из расчета 0,2 - 1 Ом на 1 В для ограничения тока короткого замыкания в момент пробоя. Ток при пробое не должен быть менее 20 мА при напряжении пробоя свыше 15 кВ. В цепи обмотки НН должен быть установлен автоматический выключатель с временем срабатывания не более 0,02 с. Форма кривой испытательного напряжения должна быть практически синусоидальной. Коэффициент амплитуды (отношение максимального значения напряжения к эффективному) испытательного напряжения должен быть в пределах 1.34 - 1.48 .
Приборы, применяемые для измерения испытательного напряжения должны иметь класс точности не ниже 1,5.
Корпус измерительной ячейки изготавливается из изоляционного материала, который не взаимодействует с трансформаторным маслом. Например, фарфор, электроизоляционные пластмассы, электроизоляционное стекло. Электроды должны быть сферической формы диаметром 25 мм, изготовленные из латуни по ГОСТ 17711-72 и отполированы (шероховатость поверхности по классу 9 ГОСТ 2789-73). Электроды должны быть смонтированы так, чтобы их оси находились на одной горизонтальной линии, параллельной нижней поверхности испытательной ячейки. Зазор между электродами должен составлять (2,5 ± 0,05) мм. Данный зазор необходимо проверять шаблонами (шаблон "2,45 мм" должен проходить между электродами, а шаблон "2,55 мм" - нет). Глубина погружения электродов в трансформаторное масло должны быть не менее 15 мм.
Для промывки измерительной ячейки после длительного хранения или после сильно загрязнения применяют последовательно керосин по ГОСТ 18499-73 и петролейный эфир по ГОСТ 11922-66. При обнаружении потемнения поверхностей электродов они должны быть демонтированы, отполированы замшей, тщательно промыты растворителем и вновь смонтированы. При появлении конденсации влаги на электродах (в результате быстрого испарения растворителей) ячейку необходимо слегка нагреть.
Обработанную ячейку ополаскивают испытываемой жидкостью и заполняют порцией масла, предназначенной для испытания. В тех случаях, когда проводят ежедневные испытания трансформаторного масла и значения пробивного напряжения его не ниже установленных норм, обработка испытательной ячейки сводится к ее ополаскиванию испытываемым маслом. В нерабочем состоянии измерительную ячейку необходимо хранить заполненной маслом. При этом пробивное напряжение такого масла должно быть в пределах норм.
Если перед началом испытаний в пробе трансформаторного масла обнаружены капельки влаги, определение пробивного напряжения не производят, а качество масла характеризуют как неудовлетворительное.
Температура масла при испытании должна быть в пределах 15 - 35°С и не отличаться от температуры помещения. Плотно закрытый сосуд с пробой масла должен быть выдержан в помещении не менее 30 мин. При этом сосуд должен быть защищен от воздействия дневного света.
Перед заполнением измерительной ячейки емкость с пробой трансформаторного масла несколько раз осторожно переворачивают вверх дном, для того чтобы содержащиеся в пробе загрязнения равномерно распределились по всему объему. При этом нельзя встряхивать сосуд во избежание попадания пузырьков воздуха в испытываемое масло. Измерительную ячейку и электроды также ополаскивают небольшим количеством масла из сосуда с пробой. Затем медленно заполняют ячейку, следя за тем, чтобы непрерывная струя масла падала на стенку ячейки и не образовывалось пузырьков воздуха.
После заполнения ячейки до приложения напряжения должна быть выдержка 10 мин. При наличии в масле пузырьков воздуха последние следует удалить осторожным перемешиванием жидкости стеклянной палочкой. Подача напряжения на испытательную ячейку производится в соответствии с инструкцией к аппарату, с помощью которого определяют электрическую прочность трансформаторного масла.
Определение пробивного напряжения масла допускается производить единолично лицом, имеющим Ш квалификационную группу по ТБ, прошедшему проверку знаний настоящей инструкции и инструкции по работе с аппаратом для испытания трансформаторного масла, а также практически обученным работе с этим аппаратом.
Перед началом измерений необходимо проверить исправность защитного заземления аппарата, исправность блокировки, исправность изоляции питающего провода и вилки, Работу производить в диэлектрических перчатках, стоя должен располагаться на диэлектрическом коврике. Перестановку измерительной ячейки, перемешивание масла в ней можно производить только после отключения аппарата от сети с помощью штепсельной вилки.
Ремонт и испытания аппарата для определения электрической прочности масла производятся в соответствии с требованиями п. 25 приложения 1 ПЭЭП.
Подъем напряжения должен производиться плавно, желательно автоматически, с постоянной скоростью, равной 2 кВ/c ± 20%.
При одном заполнении ячейки трансформаторным маслом осуществляется шесть последовательных пробоев с интервалом в 5 мин. После каждого пробоя при помощи стеклянной палочки масло между электродами осторожно перемешивают для удаления продуктов разложения из межэлектродного пространства, не допуская при этом образования воздушных пузырьков.
Обработка результатов испытания. Среднее арифметическое значение пробивного напряжения Uпр, кВ, вычисляют по формуле



где Uпрi, - напряжение пробоя в i-ом испытании, i=1, n.
Значение Uпр должно отвечать нормированному значению коэффициента вариации V, вычисленного по формуле



Среднеквадратичная ошибка среднего арифметического значения Uпр определяется



Если значение V превышает 20%, то производят еще одно заполнение ячейки маслом из того же сосуда с пробой масла и выполняют дополнительно шесть испытаний. После этого определяют значения Uпр, V и σu при n= 12 .
Нормы показателей качества масла приведены в табл. 2.14.

 

Тангенс угла диэлектрических потерь трансформаторного масла при частоте 50 Гц характеризует его качество и зависит: для свежих масел - от степени очистки его на заводе, а в эксплуатации - от степени загрязнения и старения масла.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ производится в соответствии с ГОСТ 6581-75.
При измерении tgδ масла используют высоковольтные мосты переменного тока, (Р-525, Р-5026, р-595) и измерительную ячейку трехзажимного типа, изготовленную в соответствии с ГОСТ 6581-75 (см. рис. 2.24).
Электроды измерительной ячейки изготавливаются из стали 12Х18Н9Т по ГОСТ 5632-72. Рабочие поверхности электродов полируются - шероховатость по классу 9 ГОСТ 2789-73. Изолирующие прокладки изготавливают из твердых материалов с высоким электрическим сопротивлением, таких как плавленый кварц, фторопласт-4 и др. Сборка измерительной ячейки должны быть выполнена таким образом, чтобы взаимное расположение электродов не нарушалось — собственная емкость ячейки должна воспроизводиться с отклонением не более 15%.

 

 
Рис. 2.23. Стандартная измерительная ячейка (сосуд) для измерения пробивного напряжения жидких диэлектриков.

 


Рис. 2.24. Схема плоской измерительной ячейки трехзажимного типа, применяемой при измерении тангенса угла диэлектрических потерь жидких диэлектриков (ГОСТ 6581-75)
1- измерительный электрод; 2- высоковольтный электрод; 3- охранный электрод; 4, 5-держатели ( прокладки ) из изоляционного твердого материала; 6- зажимы для соединения с измерительной схемой; Н И - нулевой индикатор; Тр- высоковольтный трансформатор; R3 С4 R4- элементы высоковольтного моста для измерения тангенса потерь

 

Обязательными размерами в конструкции измерительной ячейки являются: зазор между высоковольтным и измерительным электродами, который должен быть равен (2 ± 0,1) мм; зазор между измерительным и охранным электродами равный (2 ± 0,1) мм.
Электроды ячейки должны иметь контактные зажимы, обеспечивающие надежное соединение электродов с соответствующими элементами схемы. При этом охранный электрод должен быть присоединен к заземлению и к экрану кабеля, соединяющего внутренний (измерительный) электрод с измерительным прибором.
Напряжение, приложенное к электродам измерительной ячейки, должно соответствовать напряженности электрического поля в рабочем зазоре равной 1 кВ/мм ± 3%, если в стандартах на трансформаторное масло не указана иная величина.
Источник напряжения должен обеспечивать получение практически синусоидальной формы кривой напряжения (коэффициент амплитуды в пределах 1,34 – 1,48); колебания напряжения не более 1% изменения частоты не более 0,5%.
В качестве нулевого индикатора при измерении высоковольтным мостом должны применяться вибрационный гальванометр, селективный микровольтметр и осциллоскоп.
При необходимости очистку деталей ячейки производят растворителями. Заключительное ополаскивание (после нефтяных масел) производят петролейным эфиром по ГОСТ 11992-66. Затем ячейку промывают, используя нейтральные моющие средства, такие как вспомогательные вещества ОП-7 или ОП-10 по ГОСТ 8433-57. Потом детали ячейки ополаскивают сначала в обычной воде, затем 5 - 6 раз в дистиллированной воде по ГОСТ 6709-72. Встряхиванием электродов удаляют остатки воды, и электроды на 90 мин. помещают в сушильный шкаф с температурой 105 - 110°С. При подготовке ячейки необходимо обращать внимание на тщательную очистку изолирующих деталей. При сборке ячейки необходимо избегать прикосновения пальцев к рабочей поверхности электродов. Сборку рекомендуется производить в капроновых или хлопчатобумажных перчатках.
На собранной пустой ячейке производят измерение емкости С0, tgδ. Если tgδ > 0,0001 (0,01%), то ячейку необходимо вновь промыть. В нерабочем положении измерительная ячейка должна храниться заполненной чистым трансформаторным маслом.
При очередном измерении tgδ масла подготовка ячейки сводится в двух-трехкратному ополаскиванию деталей ячейки испытываемым маслом.
Предварительную обработку пробы трансформаторного масла, взятого из электроаппаратов или подготовленного для их заполнения, не производят.
Сосуд с пробой масла для измерения tgδ должен быть выдержан при комнатной температуре не менее 30 мин. Перед заливкой масла в измерительную ячейку сосуд с пробой масла медленно переворачивают, чтобы масло перемешалось, не допуская при этом образования пузырьков воздуха. Измерительный сосуд заполняют испытываемым маслом таким образом, чтобы масло стекало непрерывной струей и чтобы не образовывалось пузырьков воздуха.

 

Порядок работы при измерении tgδ масла определяется инструкцией к мосту, с помощью которого производится измерение.
Измерение tgδ масла, как правило, производят для двух значений температуры 20°С и 70°С или 20°С и 90°С. Соответствующие указания имеются в стандарте (технических условиях) на конкретный сорт масла.
Для подогрева измерительной ячейки рекомендуется использовать зеркальную лампу 500 Вт с регулятором напряжения, вмонтированным в стенд измерительной установки. Температуру контролируют термометром, опущенным в измерительную ячейку или с помощью специально подобранного терморезистора, например, типа ММТ-14, опущенного в масло испытательной ячейки и включенного в схему неуравновешенного моста. Показывающий прибор этого моста градуируется по температуре.
Заполненную ячейку помещают в испытательный стенд и присоединяют к электрической схеме. Первое измерение производят при температуре, равной температуре помещения. Нагревание ячейки производят со скоростью не менее 2°С/мин до заданной температуры. В течение 20 мин производят выдержку ячейки, при этом колебания температуры должны быть не более ±20 С. После этого определяют tgδ испытываемого масла.
Измерительную ячейку выдерживают под напряжением только в процессе определения tgδ . Отсчет значения tgδ проводят не позже, чем через 3 мин после включения напряжения.
Если затруднительно провести замеры tgδ при заданных температурах, то допускается произвести эти замеры при других температурах, отличающихся на 10 – 150С от заданных. После чего необходимо построить зависимость tgδ от температуры (шкала tgδ выполняется в логарифмическом масштабе). Путем экстраполяции полученной кривой определяют tgδ для заданных температур.
Точное значение tgδ масла при измерениях с помощью трехзажимной измерительной ячейки определяется по формуле


где С0, tgδ - параметры для пустой ячейки;
С1, tgδ - параметры для ячейки с испытываемым маслом.
Емкости С0, С1 подсчитываются в соответствии с указаниями инструкции к измерительному мосту.
При tgδ >> tgδ0 принимают, что tgδ = tgδ1.

 

Включение трансформатора в работу производится при условии удовлетворительных результатов всех измерений и испытаний и соответствия их требованиям "Норм испытания электрооборудования".

 

До включения трансформатора должны быть закончены монтаж и наладка всего комплекса оборудования (вспомогательное оборудование, оборудование распределительных устройств), системы управления, сигнализации, всех устройств релейной защиты, которые при первом включении должны быть включены на отключение.
Первое включение заключается в 3-5-кратной подаче на ненагруженный трансформатор толчком номинального напряжения. Если защиты при этом не произвели отключения и не наблюдается признаков ненормальной работы, то трансформатор остается под напряжением и внимательно "прослушивается".
На трансформаторы, работающие по схеме блока с генератором, напряжение от генератора должно подниматься с нуля, и при номинальном напряжении трансформатор также должен "прослушиваться".
Рекомендуется измерить ток холостого хода трансформатора включенного на номинальное напряжение. Измерение должно производиться контрольным амперметром или миллиамперметром класса не ниже 0,5 и подключенным через трансформатор тока. Ток холостого хода трансформатора не нормируется, но обычно составляет 2-3% от номинального тока, причем в трехфазных трансформаторах он одинаков в обмотках крайних сердечников, у среднего на 20-35% меньше. Во всех случаях замеренные токи сравниваются с заводскими данными.
Для измерения тока холостого хода не применяются полупроводниковые приборы, т. к. измеряемый ток отличается от синусоидального, что приводит к большим погрешностям. При оценке результатов измерений необходимо учитывать погрешность измерительных трансформаторов тока, работающих в этом случае при малом первичном токе.
Если измеренный ток холостого хода превышает значение, приведенное в протоколах заводских испытаний, за трансформатором устанавливается особое наблюдение во время эксплуатации, так как это может быть признаком наличия виткового замыкания или дефектов в стали магнитопровода.

 

Испытание встроенных трансформаторов тока.

Испытание встроенных трансформаторов тока следует производить в соответствии с нормативами.

Проведение периодических проверок, измерений и испытаний силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов находящихся в эксплуатации

 

Нормы испытаний трансформаторов, находящихся в эксплуатации.

Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные выключатели (далее трансформаторы), находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическим проверкам, измерениям и испытаниям (далее испытания) в сроки и в объеме предусмотренных данным разделом.
Профилактические испытания проводят при проведении капитального ремонта (К), текущего ремонта (Т) и в межремонтный период (М).
К - для трансформаторов 110 кВ и выше, а также для трансформаторов 80 МВ•А и более производятся первый раз не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем - по мере необходимости. Для остальных трансформаторов - по результатам их испытаний и состоянию.
Т - для трансформаторов с РПН - 1 раз в год; для трансформаторов без РПН главных ТП 35 кВ и выше не реже 1 раза в 2 года; для остальных - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года; для трансформаторов, установленных в месте усиленного загрязнения - по местным инструкциям.
М - устанавливается системой ППР.
Объем профилактических испытаний, предусмотренный ПЭЭП, включает следующие работы.
l. Определение условий включения трансформатора.
2. Измерение сопротивления изоляции:
- обмоток с определением R60/R15;
- ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек.
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.
4. Определение отношения C2/С50.
5. Определение отношения ΔС/С.
6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;
- изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих и ярмовых балок.
7. Измерение сопротивления обмоток постоянного току.
8. Проверка коэффициента трансформации.
9. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
10. Измерение тока и потерь холостого хода.
11. Проверка работы переключающего устройства.

12. Испытания бака с радиаторами статическим давлением столба масла.
13. Проверка устройств охлаждения.
14. Проверка состояния индикаторного силикагеля.
15.Газировка трансформатора.
1б. Испытания трансформаторного масла
- из трансформаторов;
- из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформатора).
17. Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение.
18. Испытание вводов.
19. Испытание встроенных трансформаторов тока.

 

Определение условий включения трансформатора.

Проводится при капитальном ремонте.
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток в соответствии с требованиями настоящего раздела.
Характеристики изоляции трансформаторов должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базисной температуре.
Значения R60, tgδ, С2/С50 и АС/С относятся ко всем обмоткам рассматриваемого трансформатора.
При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tgδ, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформаторов.
Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям табл. 2.15 и продолжительности пребывания активной части на воздухе требованиям табл.2.16.
Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:
а) при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;
б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16;
в) если характеристики изоляции и масла, измеренные при производстве капитального ремонта трансформатора, не соответствуют нормам данного раздела.

 

Сушку трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции производят во всех случаях независимо от результатов измерения характеристик изоляции и масла.
Сушке также подлежат трансформаторы в следующих случаях:
а) если после контрольной подсушки характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями данного раздела;
б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 2.16.
Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Капитальный ремонт трансформатора необходимо производить в помещении.
Температура активной части в течение всего времени пребывания на воздухе
должны превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 6°С и во всех случаях не должны быть ниже 10°С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед ревизией должен быть прогрет.
Температура активной части в процессе пребывания на воздухе определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода.
Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части на воздухе при соблюдении упомянутых выше требований, не должна превышать пределов указанных в табл. 2.16.
При относительной влажности воздуха более 85% вскрытие активной части допустимо проводить только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для вскрытия активной части.

 

Таблица 2.15. Порядок и объем проверки изоляции обмоток трансформаторов после капитального ремонта и заливки маслом

Трансформаторы	Объем проверки	Показатели масла и изоляции обмоток	Комбинация условий, приведенных в предыдущей графе, достаточных для включения трансформаторов	Дополнительные указания
1	2	3	4	5
1. До 35 кВ мощностью до 10000 кВ·А	1. Отбор пробы масла 2. Измерение сопротивления изоляции R60. 3. Определение отношения R60/R15	1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме 2. Сопротивление изоляции R60 за время ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R60 не ниже указанных в табл. 2.17. 4. Отношения R60/R15 при температуре 10-30°С должно быть не менее 1,3	1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2; 1,3 2. Для трансформаторов выше 1000 до 10000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2,4; 1,3,4	1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А допускается вместо проведения сокращенного анализа масла определять только значение его пробивного напряжения 2. Пробы масла должны отбираться не ранее чем через 12 ч после его заливки в трансформатор
2. До 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А; 110 кВ и выше всех мощностей	1. Измерение от- ношения ΔС/С1) 2. Отбор пробы масла 3. Измерение со- противления изо- ляции R60 4. Определение отношения R60/R15 5. Измерение tgδ или С2/С50 у трансформаторов 110-150 и 220 кВ	1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме 2. Сопротивление изоляции R60 за время ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R60 не ниже указанных в табл.2.172) 4. Отношения R60/R15 при температуре 10-300 С должно быть не менее 1,3 5. Значения tgδ или С2/С50 за время ремонта соответственно повысились не более чем на 30 и 20% 6. Значения tgδ или С2/С50 нe превышают данных, ука- занных в табл. 2.18 и 2.19. 7. Отношение ΔС/С не превышают данных, указанных в табл. 2.201)	1. Для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А комбинация 1, 3, 4, 6 2. Для трансформаторов 110 кВ и выше комбинация 1 - 7

 

Примечания: Данные табл. 1 приложения 1.1 ПЭЭП.
1) Измерение ЬС/С у трансформаторов до 35 кВ производить не обязательно. Измерение ?C/С

2) Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции

 

Таблица 2.16. Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части силовых трансформаторов на воздухе

Напряжение трансформатора, кВ	Продолжительность работ, час, при влажности, %
	до 75	до 85
до 35	24	16
110-500	16	10

 

Измерение сопротивления изоляции:

1) обмоток с определением R60/R15.
Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период.
Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром 2500 В по схемам табл. 2.2. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С.
Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются табл. 2.17. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными.
О порядке проведения измерений и оценке значения отношения R60/R15 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

 

Таблица 2.17. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ	Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60	70
До 35	450	300	200	130	90	60	40
110	900	600	400	260	180	120	80
Свыше 110	Не нормируется

Примечание: Данные табл. 2 ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора

2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек.
Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

 

Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормируется, но, для ориентировки, она находится в пределах 2-3 МОм для масляных трансформаторов для номинального напряжения 10 кВ и 10-20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивления изоляции находится в пределах 1-2 МОм.
Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно стали магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытания 1 мин.
В эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец считается неудовлетворительной при снижении более, чем на 50% от исходных величин.
Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются заусеницы и грязь под стальными шайбами. После производства измерений заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма.

 

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.
При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ•А и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С.
Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 2.18. В эксплуатации значение tgδ не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения сопротивления изоляции.
Измерение tgδ должны производиться при одной и той же температуре или при водятся к одной температуре.
О порядке проведения измерений тангенса угла диэлектрических потерь tgδ следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

 

Таблица 2.18. Наибольшие допустимые значения tg о изоляции обмоток трансформатора в масле

Трансформаторы	Значения tgδ %, при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60	70
35 кВ мощностью более 10000 кВ·А и 110-150 кВ всех мощностей	1,8	2,5	3,5	5,0	7,0	10,0	14,0
220 кВ всех мощностей	1,0	1,3	1,6	2,0	2,5	3,2	4,0

Примечание: Данные табл. 4ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам

 

2.3.5. Определение отношения С2/С50.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение отношения С2/С50 не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.
Измерение отношения С2/C50 должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.
Наибольшие допустимые значения С2/C50 изоляции обмоток трансформаторов в масле представлены в табл. 2.19.
О порядке проведения измерений отношения С2/C50 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

 

Таблица 2.19. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток трансформатора в масле

Напряжение трансформатора, кВ	Значения C2/С50 при температуре, °С
	10	20	30	40	50	60	70
до 35	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8
110-150	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7
Свыше 150	Не нормируется

Примечание: Данные табл. 5 ПЭЭП.

 

2.3.6. Определение отношения ΔС/С.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение отношения ΔС/С не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.

Измерение отношения ΔС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.
Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов в представлены в табл. 2.20

 

Таблица 2.20. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла

Определяемый показатель	Значение ΔС/С,%, при температуре, С
	10	20	30	40	50
Отношение ΔС/С	8	12	18	29	44
Приращение отношений ΔС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре	3	4	5	8,5	13

Примечание: Данные табл. 6 ПЭЭП.

Значения ΔC/С, измеренные по схемам табл. 2.2, относятся ко всем обмоткам испытываемого трансформатора.
О порядке проведения измерений отношения ΔС/С следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

 

Проводятся при К.
1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами.
Испытания изоляции маслонаполненных трансформаторов проводятся в обязательном порядке при капитальном ремонте в случаях замены обмоток и изоляции. Испытания проводятся в таких случаях повышенным напряжением промышленной частоты, равным заводскому испытательному напряжению (см. табл. 2.7).
Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.
При частичной замене обмоток испытательное напряжение выбирается в зависимости от того, сопровождалась ли замена части обмоток их снятием с сердечника или нет.
Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90% напряжения, принятого заводом. При капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток испытательное напряжение принимается равным 85% заводского испытательного напряжения.
О порядке проведения испытаний изоляции обмоток трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.4.
2) изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих колец и яшмовых балок.
Испытание изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок производится в случае осмотра активной части.
Испытание производится напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение 1 мин, если заводом-изготовителем не установлены более жесткие нормы испытания.
Испытание может быть заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 2500 В.

 

Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Проводятся при капитальных ремонтах и при  эксплуатации. Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится на всех
ответвлениях, если нет других указаний завода-изготовителя и если специально для этого не требуется выемки активной части.
Если нет особых указаний завода-изготовителя, измеренное сопротивление должно отличаться не более чем на +2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений.
Q порядке проведения измерений сопротивления обмоток постоянному току следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.5.

 

Проверка коэффициента трансформации.

Проводится при капитальном ремонте.
Проверка коэффициента трансформации не обязательна для трансформаторов
мощностью до 1000 кВ•А.
Проверка должна осуществляться на всех ответвлениях переключателя.
Определенный коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на ±2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских значений.
Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования.
О порядке проверки коэффициента трансформации следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.6.

 

Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

Проводится при капитальном ремонте.
Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов не обязательна для трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А.
Проверка производится только при капитальном ремонте с частичной или полной заменой обмоток.
Группы соединения и полярность выводов должны соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке трансформатора.
О порядке проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.7.

 

Измерение тока и потерь холостого хода.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение тока и потерь холостого хода не проводятся для маслонаполненных
трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А, а также для сухих трансформаторов.
Измерения производятся по одной из следующих схем:
1) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;
2) при пониженном напряжении. Измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе. Частота и значение подведенного напряжения должны соответствовать заводским. Величина потерь не нормируется.
О порядке измерения тока и потерь холостого хода следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.8.

 

Проверка работы переключающего устройства.

Проводится при капитальном ремонте.
Проверка работы переключающего устройства не проводится для сухих трансформаторов всех мощностей.
Проверка производится согласно указаний п. 2.2.9 и заводских инструкций.
Переключающее устройство должно быть исправным и удовлетворять требованиям заводской инструкции.

 

Испытание бака с радиаторами статическим давлением столба масла.

Проводится при капитальном ремонте.
Испытание бака с радиаторами статическим давлением столба масла не проводится для сухих трансформаторов всех мощностей.
Испытание производится давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами – 0,3 м. Продолжительность испытания не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10°С.
В результате испытания не должно быть течи масла.

 

Проверка устройств охлаждения.

Проводится при капитальном ремонте.
Проверка устройств охлаждения не проводится для маслонаполненных трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А, а также для сухих трансформаторов независимо от мощности.
Проверка осуществляется согласно инструкции завода-изготовителя.
По результатам проверки устройства охлаждения должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.

 

Проверка состояния индикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров.

Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период.
Проверка состояния индикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров не проводятся для сухих трансформаторов независимо от мощности.
Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о увлажнении воздухоосушительных фильтров.

 

Фазировка трансформаторов.

Проводится при капитальном ремонте.
Фазировка трансформаторов производится после капитального ремонта, а также при изменениях в первичных цепях.
По результатам фазировки должно иметь место совпадение по фазе.
О порядке проведения фазировки трансформаторов следует руководствоваться указаниями п. 2.2.13.

Испытание трансформаторного масла не проводится для сухих трансформаторов.
1) из трансформаторов.
Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период. Испытание трансформаторного масла производится в следующих случаях:
1) после капитального ремонта трансформатора;
2) не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ•А работающих с термосифонными фильтрами;
3) не реже 1 раза в 3 года для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ•А работающих без термосифонных фильтров.
В трансформаторах мощностью до 630 кВ•А проба масла не отбирается. При неудовлетворительных характеристиках изоляции производятся работы по восстановлению изоляции, замене масла и силикагеля в термосифонном фильтре.
Трансформаторное масло испытывается по показателям пп.1-6 (кроме п.3) табл. 2.21. Измерение tgδ масла производится у трансформаторов на напряжение 220 кВ, а также у трансформаторов, имеющих повышенное значение tgδ изоляции.
Масло из трансформаторов с пленочной защитой должно испытываться по показателям п.п. 8 и 9 табл. 2.21, с азотной защитой по п. 8 табл. 2.21.

2) из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформатора).
Проводится при Т, М.
Испытание масла производится после определенного числа переключений, указанного в инструкции по эксплуатации, но не реже 1 раза в год.

 

Таблица 2.21. Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла

Наименование	Значение
Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандартном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ до 15 выше 15 до 35 выше 60 до 220	20 кВ 25 кВ 35 кВ
Содержание механических примесей по визуальному определению	0
Содержание взвешенного угля (определяется только для масляных выключателей) не более	1 балла
Кислотное число не более	0,25 мг КОН
Содержание водорастворимых кислот и щелочей для трансформаторов мощностью более 630 кВ·А и маслонаполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ·А	0,014 мг КОН 0,03 мг КОН Не определяется
Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом не более	5°С
Тангенс угла диэлектрических потерь при 70°С, не более	7%
Влагосодержание по массе	По заводским нормам
Газосодержание	То же

 

Примечание: Данные табл. 8 ПЭЭП. В таблице приведены значения показателей эксплуатационного масла всех марок. Значения показателей свежего сухого масла перед заливкой в оборудование, а также масла после заливки в оборудование и перед вводом в эксплуатацию устанавливаются соответствующими ГОСТ и ТУ (ТУ 38-101-1025-85, ГОСТ 928-74, ТУ 38-101-890-81, ТУ 38-101-281-80, ГОСТ 10121-76 и др.).

По результатам испытания масло следует заменять в случаях:
- 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).
О порядке проведения испытания масла как из трансформаторов, так и из баков контакторов устройств РПН следует руководствоваться указаниями п. 2.2.14.

 

Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение.

Проводится при капитальном ремонте.
Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть с подъемом напряжения с нуля.
В процессе 3 – 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформаторов.

 

Испытание вводов.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Испытание вводов не проводится для маслонаполненных трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А, а также для сухих трансформаторов независимо от мощности.
Для остальных трансформаторов испытание следует производить в соответствии с нормами .

 

Испытание встроенных трансформаторов тока.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Испытание встроенных трансформаторов тока не проводится для сухих трансформаторов независимо от мощности.
Испытание производится в соответствии с нормативами.

Предыдущая статьяСледующая статья