Программа испытаний сухих силовых трансформаторов. Контроль состояния изоляции трансформаторов

Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов (Документ)

Программа - Расчёт нагрева и износа силовых трансформаторов (Программа)

Александров А.М. Дифференциальные защиты трансформаторов (Документ)

Пилипенко О.И. Выбор силовых трансформаторов (Документ)

Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов (Документ)

Встовский А.Л., Встовский С.А., Силин Л.Ф. Проектирование трансформаторов (Документ)

Дымков А.М. Расчет и конструирование трансформаторов (Документ)

n1.doc

. 4ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК

.4.1. Основные положения

Измерение сопротивления изоляции обмоток относится к категориям контроля П, К, Т и М (см. введение).

При приложении постоянного напряжения к выводам обмоток их измеряемое сопротивление изоляции изменяется во времени и, как правило, через 60 с достигает постоянного значения, которое обозна­чают R 60” (рис 3.1) .

По методу измерения сопротивления R 60” наиболее эффективно вы­являются дефекты, приводящие к увеличению тока сквозной проводимости изоляции. Этот ток при приложении постоянного напряжения к изоляции устанавливается практически мгновенно и во времени не изменяется. Сквозной ток обусловливается как повышением наружной проводимости изоляции, так и наличием в ней путей сквозной утечки. Эффективно выявляемыми дефектами являются [Л.1]:

• 
  местные увлажнения изоляции;
• 
  загрязнения изоляции;
• 
  повреждения изоляции;
• 
  попадание в изоляционный промежуток токопроводящих элементов (металлической стружки, следов от графита карандаша и т.д.).

Характерными видами этих дефектов являются увлажнение и загрязнение:

• 
  верхней и нижней ярмовой изоляции;
• 
  изоляционной плиты и изоляционных участков приводных валов РПН;
• 
  нижней фарфоровой юбки вводов и др.

По методу измерения сопротивления R 60” недостаточно эффек­тивно выявляются [Л.1]:

• 
  местные увлажнения и загрязнения участков изоляции, располо­женных на значительном расстоянии от заземленных частей (лучше определяются по методу измерения tg  изоляции обмоток);
• 
  увлажнение изоляции, при котором основная масса влаги сосре­доточена во внутренних слоях изоляции (лучше определяется измере­нием tg  изоляции обмоток);
• 
  места неоднородности изоляции, например, вследствие наличия в ней воздушных пузырьков (лучше определяется методом частичных разрядов).

Таким образом, метод измерения сопротивления R 60” позволяет выполнить лишь грубую оценку усредненного состояния изоляции, для слу­чая ее изменения, главным образом, под действием увлажнения и за­гря­зне­ния. Однако, метод является наиболее простым и доступным и он находит широкое применение при необходимости быстрой оценки состояния изоляции, например, перед включением оборудования под напряжение.

При оценке сопротивления R 60” следует иметь в виду, что оно в зна­­­­­чительной степени зависит от факторов, непосредственно не связанных с увлажнением и загрязнением изоляции, таких, например, как свойства залитого при монтаже масла, метода нагрева транс­форматора и распределения температур внутри бака и др. [Л.1].

Значение сопротивления R 60” дает представление о среднем состоянии всей изоляции, подвергнутой испытанию (т.е. о суммарном сопротивлении изоляции). Измерением сопротивления R 60” местные и сосредоточенные дефекты в изоляции большого объема обнаруживаются плохо. В этом отношении можно расширить возможности метода. На рис.3.2 показаны участки изоляции двухобмоточного трансформатора при измерении со­про­тив­ле­ния R 60” по схемам, приведенным в методике измерения.

При помощи расчетов [Л.3] можно определить поврежденный участок изоляции, что иногда делают для уточнения места ухудшения изоляции.

Абсолютные значения сопротивления изоляции R 60” не всегда опре­де­ля­­ют степень увлажнения трансформатора, поэтому допол­нительной ха­рак­те­­ристикой служит коэффициент абсорбции Кабс, который представляет со­бой отношение сопротивления изоляции, измеренного за 60 с, к со­про­тив­ле­нию, измеренному за 15 с [Л.4]:

Значения К абс не зависят от геометрических размеров изоляции и характеризуют только интенсивность спадания тока абсорбции. С уда­лением влаги из изоляции коэффициент абсорбции возрастает (отсутствует дефект), с увлажнением - падает (имеется дефект), что видно из рис.3.1.

Рис.3. 2. Схема участков изоляции трансформатора, контро­лируемых при измерении сопротивления изоляции R 60” обмоток

НН, ВН - обмотки трансформатора;

R 1 , R 2 , R 3 - сопротивления контролируемых участков изоляции.

Диэлектрическими потерями называется мощность Р д, рас­сеи­­ваемая в изоляции при приложении к ней переменного напряжения. Однако мощность потерь зависит не только от состояния изоляции, но и от ее объема. Поэтому для оценки состояния изоляции обычно используется тангенс угла диэлектрических потерь:

,

В практике измерений значение tg  выражается в процентах:

tg  % = 100 tg .

Тангенс угла диэлектрических потерь почти не зависит от размеров изоляционной конструкции, так как при их изменении про­порционально изменяются активная и реактивная составляющие тока, проходящего через диэлектрик [Л.1].

Следовательно, tg  является показателем только состояния изоляции, но не ее геометрических размеров, что является достоинством метода. Ве­ли­чи­на tg  дает усредненную объемную характеристику состояния ди­элек­три­ка, ибо активная составляющая тока, вызванная диэлектрическими потерями в местном дефекте, при измерении относится к общему емкостному току объекта.

Как правило, измерение tg позволяет обнаружить общее (т.е. охватывающее большую часть объема) ухудшение изоляции [Л.1].

Повышенное значение tg  свидетельствует [Л.2]:

• 
  об увлажнении изоляции (главным образом объемном);
• 
  о загрязнении изоляции;
• 
  о неоднородности изоляции.

Увлажнение и другие вышеперечисленные дефекты изоляции вызывают увеличение активной составляющей тока I а, причем она растет во много раз быстрее, чем емкостная составляющая I р. Это приводит к увеличению угла  и соответственно tg  .

Ценность этого параметра заключается в следующем:

• 
  значение tg существенно меньше зависит от влияния посторон­них факторов, чем другие показатели состояния изоляции;
• 
  его можно измерять в условиях работы оборудования при напря­же­нии 10 кВ.

Однако, методы измерения tg  изоляции относительны и гораздо слож­нее, чем методы измерения сопротивления изоляции и коэф­фици­ента аб­­сорбции. Поэтому изоляция трансформаторов I - III габаритов подвер­га­ет­ся этому испытанию только при подозрении на ее загрязнение, если из­ме­рение R 60” и К абс дает сомнительные результаты [Л.2].

Измерением tg  местные и сосредоточенные дефекты в изоляции большого объема обнаруживаются плохо. Это объясняется тем, что в этих случаях увеличение активной составляющей тока в изоляции вызывается ухудшением небольшой части объема изоляции, а емкост­ная составляющая хотя и остается практически неизменной, но опре­деляется всем объемом изоляции [Л.3]. Поэтому в ряде случаев, для уточнения места ухудшения изоляции, преднамеренно уменьшают объем испытываемой изоляции [Л.4].

.4.2. Методика измерения сопротивления изоляции R 60” и отношения R 60” / R 15”

Параметры, характеризующие изоляцию обмоток, зависят от характеристик масла и температуры изоляции обмоток [Л.5]. Учет изменения характеристик масла за время между последовательными измерениями характеристик изоляции производится с помощью поправок, учитывающих изменение tg  масла. Применяемые методы нагрева трансформатора обязаны приблизить температуру изоляции обмоток при последующих эксплуатационных измерениях к базовой температуре, т.е. к температуре, имевшей место при заводских или монтажных испытаниях. Для уменьшения разницы в распределении температур внутри бака при заводских и эксплуатационных испы­таниях, последние производятся лишь по прошествии определенного времени после прогрева трансформатора. При этом трансформатор предварительно нагревается до температуры, несколько превы­ша­ю­щей температуру при заводских испытаниях.

двухобмоточные трансформаторы

ВН - НН, бак

НН - ВН, бак

ВН, НН - бак

трехобмоточные трансформаторы

ВН - СН, НН, бак

СН - ВН, НН, бак

НН - ВН, СН, бак

ВН, СН - НН, бак

ВН, СН, НН - бак

Характеристики изоляции измеряют по следующим схемам [Л.2]:

где ВН, СН, НН - соответственно обмотки высокого, среднего и низ­кого напряжения. При измерении все неиспытуемые обмотки и бак трансфор­матора необходимо заземлить (совместно).

Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже + 10°С у трансформаторов на напряжение до 150 кВ мощностью до 80 МВА. У трансформаторов на напряжение 220-750 кВ и на напряжение 110-150 кВ мощностью более 80 МВА характеристики изоляции измеряются при температуре не менее нижнего значения температуры, записанной в пас­пор­те. Для ее обеспечения трансфор­маторы подвергаются 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.

За температуру изоляции трансформатора, не подвергавшегося на­гре­ву, принимают: в трансформаторах на напряжение до 35 кВ с маслом - температуру верхних слоев масла, в трансформаторах на напряжение выше 35 кВ с маслом - температуру фазы В обмотки ВН, определяемую по ее сопротивлению постоянному току.

При нагреве трансформатора температура изоляции принимается рав­ной средней температуре обмотки ВН фазы В, определяемой по со­про­ти­вле­нию обмотки постоянному току. Рекомендуется температуру обмотки вы­чис­лять по формуле:

,

где R х - измеренное значение сопротивления обмотки при темпе­ра­туре t x ;

R o - сопротивление обмотки, измеренное на заводе при тем­пе­ра­туре t o (записанной в паспорте трансформатора).

Сопротивление изоляции измеряется мегомметром на напряжение 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм.

Поскольку сопротивление R 60” уменьшается с повышением температуры, то для оценки степени ухудшения изоляции обмоток рекомендуется измеренные значения сопротивления изоляции проводить к температуре измерения изоляции на заводе. Например, если сопротивление изоляции обмоток измерялось при температуре t х, отличной от температуры t o , записанной в паспорте трансформатора, то фактическое (приведенное к заводской температуре) сопротивление изоляции обмоток определяется после деления измеренного сопро­тивления изоляции на коэффициент К 2 (табл.3.1).

Учитывая, что при повышении температуры на 10°С значение сопротивления R 60” увеличивается в 1,5 раза, можно определить К 2 по формуле:

Таблица 3. 1. Значения коэффициента К 2 для пересчета значений R 60”

Разность температур t x -t o ,°C
Значение К 2	1,04	1,08	1,13	1,17	1,22	1,5	1,84	2,25	2,75	3,4

На результаты измерения сопротивления R 60” помимо температуры также оказывает влияние значение tg  масла в момент испытаний. Если на заводе применялось масло, которое при лабо­раторной температуре t м1 имело значение tg  м1 , а при последующем измерении характеристик изоляции применялось масло, имеющее при лабораторной температуре t м2 значение tg  м2 , то необходимо привести измеренные в лаборатории значения tg  м1 и tg  м2 к температурам t o и t x измерения характеристик изоляции, используя табл.3.2. .

Таблица 3. 2. Значения коэффициента К 3 для пересчета значений tg масла

Разность температур t,°С	1	2	3	4	5	10	15
Значение К 3	1,04	1,08	1,13	1,17	1,22	1,5	1,84
Разность температур t,°С	20	25	30	35	40	45	50
Значение К 3	2,25	2,75	3,4	15	5,1	6,2	7,5

Учитывая, что при повышении температуры на 10 °С значение tg  масла увеличивается в 1,5 раза, можно определить значение коэффициента К 3 по формуле:

Фактическое значение tg масла при заводских измерениях характеристик изоляции обмоток (tg  м1ф) определяется приведением заводских лабораторных значений tg  масла к температуре измерения характеристик изоляции:

Аналогично, фактическое значение tg масла при после­завод­ских измерениях характеристик изоляции обмоток (tg  м2ф) определяется по формуле:

Обобщающий коэффициент К м1 , позволяющий учесть влияние масла при приведении значений сопротивления R 60” при послезаводских испытаниях к заводским значениям определяется по формуле

Окончательно, фактическое сопротивление R 60”ф с учетом влияния температуры и масла на результаты послезаводских измерений характеристик изоляции определяется по формуле [Л.5]

где R 60”изм - значение сопротивления R 60” при послезаводских испыта­ниях.

.4.3. Методика измерения tg  изоляции обмоток

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток измеряют по вышеприведенным схемам мостом переменного тока по перевернутой схеме.

Измерения на трансформаторах, залитых маслом, допускается производить при напряжении переменного тока частотой 50  5 Гц, не превышающем 2/3 заводского испытательного напряжения испы­туемой обмотки [Л.5].

Поскольку tg  увеличивается с повышением температуры, то для оценки степени ухудшения изоляции обмоток рекомендуется измеренные значения tg  приводить к температуре измерения изоляции на заводе. Например, если tg  изоляции обмоток измерялся при температуре t x , отличной от температуры t o , записанной в паспорте трансформатора, то фактический (приведенный к заводской температуре) tg  изоляции обмоток определяется после деления измеренного tg  на коэффициент К 1 (табл. 3.1).

Таблица 3. 1. Значения коэффициента К 1 для пересчета значений tg 

Разность температур tx-to, С
Значения К1	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,31	1,51	1,75	2,0	2,3

Учитывая, что при повышении температуры на 10 °С значение tg  увеличивается в среднем в 1,26 раза, можно также определить К 1 по формуле:

Таблица 3. 2. Значения коэффициента К 3 для пересчета значений tg  масла

Разность температур t, °С	1	2	3	4	5	10	15
Значение К 3	1.04	1.08	1.13	1.17	1.22	1.5	1.84
Разность температур t, °С	20	25	30	35	40	45	50
Значение К 3	2.25	2.75	3.4	4.15	5.1	6.2	7,5

На результаты измерения tg  изоляции обмоток помимо температуры также оказывает влияние tg  масла в момент испытаний. Если на заводе применялось масло, которое при лабораторной темпе­ратуре t м1 имело значение tg  м1 , а при последующем измерении характеристик изоляции применялось масло, имеющее при лабора­торной температуре t м2 значение tg  м2 , то необходимо привести измеренные в лаборатории значения tg  м1 и tg  м2 к температурам t o и t x измерения характеристик изоляции, используя табл.3.3. .

Учитывая, что при повышении температуры на 10°С значение tg  масла увеличивается в 1,5 раза, можно определить значение коэф­фи­циента К 3 по формуле:

Фактическое значение tg  масла при заводских измерениях характеристик изоляции обмоток (tg  м1ф) определяется приведением заводских лабораторных значений tg  масла к температуре измерения характеристик изоляции:

,

Аналогично, фактическое значение tg  масла при после­завод­ских измерениях характеристик изоляции обмоток (tg  м2ф) опре­деляется по формуле:

,

Обобщающее вычитаемое К м2 , позволяющее учесть влияние масла при приведении значений tg  изоляции обмоток при после­завод­ских испытаниях к заводским значениям определяется по формуле:

Окончательно фактический tg  изоляции обмоток с учетом влияния температуры и масла на результаты послезаводских измерений характеристик изоляции определяется по формуле [Л.5]:

С учетом параметров, использованных выше, окончательно имеем:

.4.4. Пример

Измерение R 60” производится по схеме ВН - НН, бак.

Данные заводского протокола: измерено на трансформаторе при t о = 58°С сопротивление изоляции обмоток R 60” = 1300 МОм; измерен в лаборатории при t м1 = 20°С тангенс угла диэлектрических потерь масла tg  м1 = 0,15 % .

Данные протокола испытаний на монтаже: R 60”изм = 420 МОм при температуре t x = 61 °С и tg  м2 = 2,5 % при температуре t м2 = 70 °С.

Расчет фактического значения сопротивления изоляции

1). Определим коэффициент К 2 , учитывающий влияние на значение сопротивления изоляции обмоток различия в температурах изоляции при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

2). Определим коэффициент К м1 , учитывающий влияние на значение сопротивления изоляции обмоток различия в значениях tg  масла при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

3). Значение фактического сопротивления изоляции обмоток с учетом влияния температуры и tg  масла составляет:

Значение фактического сопротивления изоляции обмоток составляет 91,6 % значения сопротивления при заводских испытаниях, но находится в допустимых пределах (менее допустимых 70 %).

Измерение tg  изоляции обмоток производится по схеме ВН - НН, бак. Данные заводского протокола: при температуре t o =58°С измеренный tg  изоляции обмоток составил tg = 0,7%; измеренный в лаборатории при температуре t м1 = 20°C тангенс угла диэлектрических потерь масла составил tg  м1 = 0,15 %.

Данные протокола испытаний после монтажа: при температуре t х = 61°С измеренный tg  изоляции обмоток составил tg  изм = 0,95 % ; измеренный в лаборатории при температуре tg  м2 = 70°С тангенс угла диэлектрических потерь масла составил tg  м2 = 0,40 % .

Расчет фактического значения tg  изоляции обмоток

1. Определим коэффициент К 1 , учитывающий влияние на значение tg  изоляции обмоток различия в температурах изоляции при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

2. Определим значение вычитаемого К м2 , учитывающего влияние на значение tg  изоляции обмоток различия в значениях tg  масла при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

3. Значение фактического tg  изоляции обмоток с учетом влияния температуры и tg  масла составляет:

Значение фактического tg  изоляции обмоток превышает значение tg  изоляции обмоток при заводских испытаниях на 11 % , но находится в допустимых пределах (менее допустимых 50 %).

.4.5. Оценка состояния изоляции обмоток трансформаторов по результатам измерения R 60” и R 60” /R 15”

Монтажные испытания и испытания после капитального ре­мон­та

Во время монтажа и капитального ремонта возможно недопустимо большое увлажнение изоляции обмоток. Измеренные значения R 60” и R 60” / R 15” являются одним из основных показателей при принятии обоснованного решения о допустимости включения трансформатора в работу после монтажа и капитального ремонта без сушки.

Нормирование по допустимому значению R 60” и R 60” /R 15”

Поскольку значение сопротивления R 60” изоляции определяется не только состоянием изоляции трансформатора, но также его геометри­ческими размерами, количеством и видом изоляции, то при нормировании допустимых значений R 60” в качестве определяющих параметров использовались напряжение и мощность трансфор­ма­то­ра.

Допустимые значения сопротивления R 60” установлены не для всех трансформаторов. Оценить состояние изоляции по допус­тимому значению сопротивления R 60” после монтажных работ можно толь­ко у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно (табл.3.3) [Л.5], а после капитального ремонта - у трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно [Л.5] (табл 3.4).
Таблица 3.3. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции R 60” обмоток трансформатора напряжением до 35 кВ включительно, залитого маслом (после монтажных работ)

Мощность трансформатора,	Значение R 60” , МОм, при температуре обмотки, °С
кВА	10	20	30	40	50	60	70
До 6300 включительно	450	300	200	130	90	60	40
10 000 и более	900	600	400	260	180	120	80

Допустимые значения отношения R 60” /R 15” также установлены не для всех трансформаторов. После монтажных работ оценить состояние изоляции по допустимому значению R 60” /R 15” можно только у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью менее 10000 кВА, а после капитального ремонта - у трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно всех мощностей. У вышеперечисленных транс­форматоров значение R 60” /R 15” должно быть не менее, чем 1,3 [Л.5].

Таблица 3.4. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции R60” обмоток трансформатора в масле (после капитального ремонта)

Характеристика трансформатора	Значения R 60 , МОм, при температуре обмотки, °С
(напряжение и мощность)	10	20	30	40	50	60	70
До 35 кВ включительно независимо от мощности
110 кВ независимо мощности

Нормирование по допустимому относительному отклонению от первоначального (заводского, передкапитальным ремонтом) значения R 60”

Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем сравнения результатов испытаний с первоначальными значениями. Значение сопротивления изоляции R 60” после монтажных работ для трансформаторов на напряжения 110 - 750 кВ должно быть не менее 70 % значения, указанного в паспорте [Л.5]. Согласно последним указаниям [Л.6] это сопротивление изоляции должно быть не менее 50 % от величины, указанной в паспорте. Допустимо снижение сопротивления изоляции R 60” за время капитального ремонта [Л.5] для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10000 кВА включительно - не более чем на 40 %; для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью более 10000 кВА и напряжением 110 кВ и более всех мощностей - не более чем на 30 % .

.4.6. Измерение Tg 

Во время монтажа и капитального ремонта возможно недопустимо большое увлажнение изоляции обмоток. Измеренные значения tg  изоляции обмоток совместно со значениями R 60” и R 15” позволяют принять обоснованное решение о допустимости включения трансфор­матора в работу без сушки.

Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем сравнения результатов испытаний с нормами.

Допустимые значения tg  изоляции обмоток установлены не для всех трансформаторов. Оценить состояние изоляции по допустимому зна­чению tg  изоляции обмоток после монтажных работ можно только у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно (табл.3.5) [Л.5]. Для трансформаторов, включаемых в работу после капитального ремонта, установлены допустимые tg  изоляции обмоток практически для всех на­пря­жений (табл.3.6) [Л.5].

Кроме того, без сравнения с паспортными значениями, следует счи­тать удовлетворительным значение tg  изоляции обмоток, если он при­ве­ден к заводской температуре и не превышает 1 %. Очевидно, что в этом слу­чае не учитывается влияние tg  масла на нормированное значение tg  изо­ля­ции обмоток [Л.5].

Таблица 3. .5 Наибольшие допустимые значения tg изоляции обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включ­ительно, залитых мас­лом (после монтажных работ)

Мощность трансформатора,	Значения tg  ,%, при температуре обмотки, °С
кВА	10	20	30	40	50	60	70
До 6300 включительно	1,2	1,5	2,0	2,5	3,4	4,5	6,0
10 000 и более	0,8	1,0	1,3	1,7	2,3	3,0	4,0

Таблица 3. 6. Наибольшие допустимые значения tg  изоляции обмоток трансформаторов в масле (после капитального ремонта)

Характеристика трансформатора	Значения tg  , %, при температуре обмотки, °С
(напряжение и мощность)	10	20	30	40	50	60	70
35 кВ мощностью более 10000 кВА 110-150 кВ независимо от мощности
220-500 кВ независимо от мощности	1,0	1,3	1,6	2,0	2,5	3,2	4,0

Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем сравнения результатов испытаний с первоначальными значениями.

Значение tg  изоляции обмоток выполненных на напряжение 110-750 кВ после монтажных работ не должно отличаться от паспортных в сторону ухудшения более, чем на 50 % [Л.5].

За время капитального ремонта допустимо повышение tg  изоляции об­моток для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше не более чем на 30 % [Л.5].

Междуремонтные и эксплуатационные испытания

Полученные при междуремонтных и эксплуатационных испытаниях зна­чения сопротивления изоляции R 60” и отношения R 60” / R 15” используются в качестве одних из осн­овных показателей при принятии обос­но­ванного решения о воз­можности даль­ней­шей эксплуатации или проведения вос­ста­но­ви­тельного ремонта транс­форматора. В пос­леднем случае уточняются сроки про­ведения ремонта.

При текущем ремонте и меж­ремонтных испы­таниях сопро­тивле­ние изо­ляции R 60” и отношение R 60” /R 15” не нормируются, но дол­жны учитывать­ся при комплекс­ном рассмотрении результатов всех из­мерений изоляции и сопоставляться с ранее полученными [Л.5]. Сопос­тавле­ние результа­тов из­ме­рения соп­ротивления изоля­ции R 60” можно выполнить с по­мощью графиков. Анализ процесса из­ме­нения сопро­тив­ления ре­ко­мен­ду­ется выполнять для группы одно­типных трансфор­маторов с указа­нием момента их ввода в эксплу­­атацию (рис.3.3).

1, 2, 3, 4 - номера трансформаторов

Про­цесс ускорен­ного старения мож­но заме­тить на гра­фике, если по оси абсцисс откладыва­ется срок службы трансформатора (рис.3.4). Все со­про­ти­вле­ния приведены к расчетной (базовой) тем­пературе (70°С).

В эксплуатации измерение tg  изоляции обмоток производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощ­ностью 31 500 кВА и более, при этом значение tg  не норми­рует­ся, но дол­жно учитываться при комплексной оценке результатов изме­рения состояния изоляции.

Рис. 3.4

.4.7. Заполнение машинной формы результатов измерений

Для занесе­ния в базу данных результатов изме­ре­ний необходимо заполнить шаблон в соответствии с правилами, приве­денными в “Ин­струк­ции пользо­вателя”. Форма шаблона при­во­дится ниже:

Обязательно вводится "Дата проведения испытания".

Пользователь вводит также "Температуру верхних слоев масла", величины "Тангенса угла диэлектрических потерь (tg) изоляции", значение "Тангенса угла диэлектрических потерь (tg) масла", температуру, при ко­то­рой производилось измерение tg масла, и значения сопротивления изоляции R 15 " и R 60 " .

Для трехобмоточного трансформатора значениями сопротивлений R 15 " ,и R 60 и tg изоляции заполняются все строки таблицы, а для двухобмоточного - только первые три.

Значения R 60 " , приведенного к базовой температуре измерения и к базовому значению tg масла, а также "Коэффициент абсорбции (K абс)" вычисляются при выполнении экспертизы и заносятся в соответствующие поля формы.

.4.8. Литература

1. 
   Филиппишин В.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансфор­маторов.- М.: Энергоиздат, 1981.
2. 
   Справочник по наладке электроустановок и электроавтоматики. Киев.: "Наукова Думка", 1972.
3. 
   Алексенко Г.В., Ашрятов А.К., Веремей Е.В., Фрид Е.С. Испытание мощных трансформаторов и реакторов, часть 2.- М.: Энергия, 1978.
4. 
   Аншин В.Ш., Худяков З.И. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. - М.: Высшая школа, 1985.
5. 
   Нормы испытания электрооборудования. Под общей редакцией С.Г. Королева. - 5-е издание. - М.: Атомиздат. - 304 с.
6. 
   РД 16.363 - 87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, раз­груз­ка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.
7. 
   Сви П. М. Контроль изоляции высокого напряжения. - М.: Энерго­атом­издат, 1988.
8. 
   Каганович Е. А., Райхлин И. М. Испытание трансформаторов мощностью до 6800 кВА и напряжением до 35 кВ.- М.: Энергия, 1980.

Допустимость включения трансформаторов без сушки определяется результатами комплекса испытаний и измерений с учетом условий, в которых находился трансформатор до начала монтажа и в процессе его выполнения.
Условия включения трансформаторов без сушки и необходимость сушки активной части регламентированы «Инструкцией по контролю изоляции трансформаторов перед вводом в эксплуатацию», а также «Инструкцией транспортирования, хранения, монтажа и ввода в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей».

Краткая характеристика методов контроля влажности.

Для включения трансформатора без сушки требуется оценить степень увлажнения изоляции, которая определяется следующими характеристиками главной изоляции трансформаторов, залитых маслом:
измерением 15-секундного и одноминутного сопротивления изоляции (R15 и R60) и нахождением коэффициента абсорбции;
измерением тангенса угла диэлектрических потерь обмоток;
измерением емкости и нахождением соотношения С2/С50 (метод «емкость - частота»);
нахождением отношений Д С/С и приращений этих значений в конце и начале осмотра, если при монтаже производился осмотр активной части трансформатора вне масла (метод «емкость - время»);
измерением емкости в нагретом и холодном состояниях и определением отношения Сгор/Схол, если по условиям монтажа необходим подогрев трансформатора в масле (метод «емкость - температура»).
Коэффициент абсорбции . Состояние изоляции обмоток определяют по коэффициенту абсорбции, т. е. по соотношению сопротивлений изоляции обмоток в зависимости от времени приложения напряжения. Измеряют мегаомметром сопротивление изоляции обмоток через 15 и 60 с после приложения напряжения и определяют коэффициент абсорбции, равный отношению R15 / R60. Если при 10-30 °С отношение R15 / R60 равно 1,3, коэффициент абсорбции соответствует норме.
Тангенс угла диэлектрических потерь . Величина tg δ также характеризует общее состояние изоляции, являясь показателем ее увлажнения и потерь в ней.
При приложении к изоляции напряжения из сети потребляется не только реактивная, но и активная мощность. Отношение активной мощности, потребляемой изоляцией, к реактивной называется тангенсом угла диэлектрических потерь, выражается в процентах. Величина tg δ обмоток трансформатора до 35 кВт мощностью менее 2500 кВ А не должна превышать 1,5 % при 10 °С, 2 % - при 20 °С, 2,6 % - при 30 °С и 8 % - при 70 °С.
Метод «емкость - частота». О степени увлажненности обмоток судят по зависимости емкости от частоты проходящего по обмоткам тока при неизменной температуре (метод «емкость- частота»). Емкость обмоток при частотах 2Гц (С2) и 50 Гц (С50) измеряют специальным прибором контроля влажности ПКВ при 10- 20 °С. Отношение С2/С50 характеризует степень увлажненности изоляции обмоток. Это отношение должно быть не более: 1,1-при температуре обмоток 10 °С; 1,2 - при 20 °С и 1,3 - при 30 °С.
Метод «емкость - время». Определяют относительный прирост емкости по времени ДС по отношению к емкости С испытуемой обмотки при одной и той же температуре. Метод «емкость - время» Д С/С позволяет обнаружить даже незначительное увлажнение изоляции трансформатора.
Метод «емкость - температура». Другой емкостный метод контроля влажности изоляции обмоток основан на зависимости емкости обмоток от температуры. Физическая основа его заключается в изменении диэлектрической постоянной изоляции, а следовательно, и ее емкости при изменении температуры. Влияние температуры на величину диэлектрической постоянной у увлажненной изоляции проявляется сильнее, чем у сухой. Наибольшее допустимое значение отношения Сгор/Схол обмоток в масле составляет 1,1.
Параметры изоляции измеряют при ее температуре не ниже 10 °С. Измерение допускается выполнять не ранее чем через 12 ч после окончания заливки бака трансформатора маслом.
Объем и порядок проверки трансформаторов для определения возможности включения их без сушки и условия включения без сушки приведены в инструкции и здесь не рассматриваются.
Трансформаторы всех мощностей подвергают кон- тролыюму прогреву в масле при наличии признаков увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или если время хранения на монтаже без доливки масла превышает время, указанное инструкцией, но не более 7 мес, или время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, определенное инструкцией, но не более чем вдвое, или характеристики изоляции не соответствуют нормам.
Если в результате контрольного прогрева трансформатора характеристики изоляции не приведены в соответствие с нормами или время его хранения без доливки масла превышает 7 мес, но не более года, выполняют контрольную подсушку изоляции.
Сушку трансформаторов всех мощностей производят обязательно: при наличии следов воды на активной части или в баке; продолжительности пребывания активной части на воздухе, превышающей более чем вдвое нормированное время; хранении трансформатора без доливки масла более одного года; несоответствии характеристики изоляции нормам после контрольной подсушки.
Контрольный прогрев, который производят в собственном баке трансформатора с маслом без вакуума, продолжается до тех пор, пока температура верхних слоев масла превысит высшую из температур, указанных в паспорте, на 5-15 °С в зависимости от метода прогрева. При контрольной подсушке обмоток трансформатора прогрев осуществляется теми же методами, что и контрольный прогрев до температуры верхних слоев масла, равной 80 °С, при вакууме, предусмотренном конструкцией трансформатора. Режим контрольной подсушки рекомендован следующий: через каждые 12 ч подсушки в течение 4 ч производить циркуляцию масла насосом через трансформатор; длительность подсушки не должна превышать 48 ч (не считая времени нагрева). Когда характеристики изоляции достигнут нормы, подсушку прекращают, но не раньше, чем через 24 ч после достижения температуры 80 °С. Схема подсушки трансформатора показана на рис. 1.

Рис. 1.
1 - бак трансформатора, 2 - вакуумметр, 3 - кран, 4 и 5 - масляный и вакуумный насосы. Стрелками обозначено движение масла
Наиболее распространенным способом сушки активной части трансформатора является способ индукционных потерь в кожухе, основанный на его нагреве вихревыми токами, возникающими при воздействии на кожух переменного магнитного потока. Магнитный поток изменяют с помощью специальной намагничивающей обмотки, наматываемой на кожух и питаемой переменным током. Вихревые токи нагревают кожух, в результате чего через воздушную прослойку нагревается и активная часть. Перед сушкой масло из бака трансформатора полностью удаляют.
Для равномерного нагрева обмотку располагают по нижней и верхней частям бака, оставляя около 1/3 высоты свободной. В нижней части бака укладывают около 60- 65 % общего числа витков. Нагрев регулируют переключением витков обмотки.
Сечение провода и число витков намагничивающей обмотки, а также необходимую мощность для нагрева трансформатора определяют по специальным справочникам.
Чтобы устранить отставание нагрева нижней части бака от верхней, дополнительно подогревают дно бака трансформатора воздуходувкой или закрытыми электропечами. Теплоизоляция бака создает благоприятные условия для ускорения сушки и экономии электроэнергии. Ее обычно выполняют двухслойной из асбестовых листов толщиной 4-5 мм. Листы крепят шпагатом или киперной лентой, но не проволокой. Крышку утепляют во избежание конденсации на ней влаги. Для контроля температур устанавливают термопары в средней фазе обмоток и термометры на железе бака.
Проверяют надежность уплотнений плавным увеличением вакуума. Затем производят пробный нагрев трансформатора. Примерно в течение часа на разных ступенях регулировки сопоставляют результаты измерения токов с расчетными данными. Наблюдают за скоростью нагрева бака. Если результаты пробного нагрева удовлетворительны, трансформатор считают готовым к сушке.

Рис. 2. :
1 - вакуумная установка, 2 - кран для регулирования вакуума, 3 - вакуумметр, 4 - временные вводы для измерения, 5 - трансформатор, 6 - намагничивающая обмотка, 7 - труба для продувки горячим воздухом, 8 - питающие кабели, 9 - электрические печи, 10 - отстойник для слива масла, 11 - заземление бака, 12 - сепаратор (центрифуга)
Сушку трансформатора способом потерь в кожухе начинают с разогрева трансформатора. При этом обеспечивают плавный рост температуры кожуха регулировкой числа витков. Продолжительность разогрева кожуха колеблется от 12 до 15 ч для трансформаторов средней мощности. Необходимо тщательно контролировать температурный режим сушки, не допуская увеличения температуры обмоток более 100-105 и кожуха 110-120 °С. Сушку производят под вакуумом. Первым показателем окончания сушки является установившееся в течение 6 ч сопротивление обмоток при постоянных вакууме и температуре обмоток. Второй показатель - исчезновение или незначительное выделение конденсата. После окончания сушки и снижения температуры обмоток трансформатора до 75-80 °С его бак заполняют высушенным под вакуумом маслом через нижний кран. Трансформаторы на напряжение до 35 кВ включительно разрешается заливать маслом (без вакуума) при его температуре не ниже 10 °С. В процессе сушки и заливки трансформатора маслом температуру нагрева бака и активной части регулируют периодическим включением и отключением питания намагничивающей обмотки. Схема сушки трансформатора способом индукционных потерь приведена на рис. 2.

Трансформаторы используются в различных областях электротехники - энергетике, электронике и радиотехники. Эти устройства предназначены для преобразования напряжения переменного тока и гальванической развязки. В зависимости от назначения и особенностей конструкции различают автотрансформаторы, силовые, разделительные, согласующие трансформаторы, автотрансформаторы, трансформаторы тока и напряжения. Наиболее широкое применение нашли силовые трансформаторы , осуществляющие преобразование электроэнергии в электросетях различного назначения.

Общие технические требования, правила приемки, объем, и методы испытаний трансформаторов устанавливаются ГОСТ 11677-75 "Трансформаторы силовые. Общие технические условия". При производстве трансформаторы подлежат приемо-сдаточным, типовым, периодическим и квалификационным испытаниям. Методы испытаний также определяются стандартами ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75.

В эксплуатации проводятся приемо-сдаточные испытания трансформаторов при вводе в эксплуатацию, испытание трансформаторов после ремонта (капитального и текущего), а также профилактические испытания между ремонтами. Регламентирующими документами на испытания в эксплуатации являются:

• Правила устройства электроустановок (ПУЭ);
• Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП);
• инструкция РТМ 16.800.723-80 "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию";
• инструкция РТМ 16.687.000-73 "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ";
• инструкция ОАХ 458.003-70 "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей".

Виды испытаний трансформаторов

В соответствии с требованиями регламентирующих документов испытание силовых трансформаторов в эксплуатации включает следующие операции:

Испытание сухих трансформаторов не включает пункты проверки, связанные с гидравлической системой. Перед проведением испытаний проводится внешний осмотр всех элементов трансформатора, включая проверку наличия пломб на кранах и у пробки для отбора масла, проверка уровня масла в трансформаторе и его заземления.

Перед включением трансформаторы подвергаются прогреву или сушке в случае увлажнения масла или изоляции, длительного пребывания трансформатора на воздухе, если характеристики изоляции не соответствуют установленным нормам. Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с документацией производителя. Характеристики изоляции необходимо измерять не менее чем через 12 часов после окончания заливки масла и при температуре не ниже не ниже 10°С.

Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора осуществляется при помощи мегаомметра с рабочим напряжением 2500 В. Перед проведением измерения и между измерениями все обмотки трансформатора заземляются. Тангенс угла диэлектрических потерь обмоток измеряется мостом переменного тока. Измерение тангенса угла потерь трансформаторов, залитых маслом, проводятся при напряжении не более 2/3 испытательного напряжения, установленного изготовителем, а без масла - при напряжении не более 220 В.

Электрические испытания трансформаторов включают измерение емкости для определения влажности обмоток. Емкость увлажненной изоляции изменяется с увеличением частоты сильнее, чем у сухой изоляции. Измерения емкости выполняются на частотах 2 Гц и 50 Гц. Также влажность можно проконтролировать по коэффициенту абсорбции, представляющему собой отношение значения сопротивления изоляции после 60 мин измерения, к значению после 15 мин.

Высоковольтные испытания трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты проводятся для каждой из обмоток. Все остальные выводы заземляют. Изоляция маслонаполненных трансформаторов может не проверяться повышенным напряжением. Испытательное напряжение плавно поднимается до нормированного значения, выдерживается в течение 1 мин и плавно понижается.

Проверка силовых трансформаторов на наличие скрытых дефектов производится путем измерения сопротивления обмоток постоянному току. Измерение выполняется мостовым методом или с помощью вольтметра и амперметра. Измерение сопротивления изоляции трансформаторов постоянному току измеряется для всех ответвлений обмоток всех фаз.

Проверка трансформатора на правильность соединения обмоток осуществляется определением его коэффициента трансформации. Измерение производится с помощью двух вольтметров.

Группа соединений обмоток трансформатора проверяется методом двух вольтметров, прямым методом (фазометром) или методом постоянного тока. Ток и потери холостого хода характеризуют потери на гистерезис и на вихревые токи. Измерение производится с применением измерительных комплексов или ваттметров. Снятие круговой диаграммы осуществляется на всех положениях переключателя методом сигнальных ламп или методом вольтметра-амперметра.

Фазировка трансформатора производится измерением напряжения между разноименными фазами включаемого трансформатора и сети (или другого трансформатора) и контролем отсутствия напряжения между фазами. Проверка осуществляется с помощью вольтметра или специальных указателей. Проверка масла в трансформаторе производится испытанием его высоким напряжением и определением тангенса угла диэлектрических потерь.

По окончании полученные данные выносятся в протокол испытания силового трансформатора. Вывод трансформатора в работу возможен при соответствии всех результатов установленным нормам и требованиям. Испытание силовых трансформаторов - это сложная и трудоемкая работа, требующая высокого профессионализма и опыта.

Электротехническая компания "Лаб-электро" профессионально, быстро и качественно проведет испытание силовых трансформаторов. Специалисты нашей компании имеют большой опыт проведения данного вида работ и с максимальной ответственностью относятся ко всему процессу испытания. Применение современного специализированного оборудования позволяет получить точные данные, которые тщательно вносятся в протокол испытания силового трансформатора.

Выполняя испытания в электротехнической компании "Лаб-электро", Вы обеспечите долгую и надежную работу силовых трансформаторов!

Пусконаладочные испытания предназначены для проверки основных технических данных трансформатора и отдельных его узлов перед включением трансформатора в эксплуатацию, а также выявления скрытых неисправностей. Часть вышеуказанных измерений и испытаний проводят в процессе монтажа трансформатора, часть - после окончательной сборки и заливки маслом.

Измерение параметров изоляции входит в оценку состояния изоляции трансформатора. В объем пусконаладочных испытаний входят:
1) измерение потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении;
2) измерение омического сопротивления обмоток;
3) измерение коэффициента трансформации;
4) проверка группы соединения обмоток;
5) испытание изоляции приложенным напряжением.

При производстве пусконаладочных работ необходимо соблюдать определенную последовательность в выполнении перечисленных испытаний.

Измерение потерь холостого хода следует проводить до подачи постоянного напряжения на обмотки трансформатора, так как постоянное напряжение может вызвать дополнительное намагничивание магнитной системы и, как следствие, получение неудовлетворительных результатов измерений, поэтому потери холостого хода при малом возбуждении измеряют до нагрева трансформатора постоянным током и до измерения активных сопротивлений обмоток.

Активное сопротивление обмоток следует измерять при установившейся температуре трансформаторов до нагрева или после остывания, для того чтобы избежать ошибочных результатов, связанных с неравномерной температурой отдельных обмоток

Испытание изоляции приложенным напряжением следует проводить после оценки ее состояния. Нарушение этой последовательности может вызвать повреждение вполне доброкачественного трансформатора. Например, при испытании электрической прочности изоляции пробой в трансформаторе может быть вызван низким качеством залитого масла, наличием влаги в изоляции, загрязнением и другими недостатками, контролируемыми при оценке изоляции.

Очередность проведения измерения коэффициента трансформации и определения группы соединений обмоток не установлена.

Ввиду сложности пусконаладочных испытаний, необходимости соответствующего опыта в проведении работ и специального оборудования и приборов такие испытания проводят специализированные наладочные организации или лаборатории. Результаты измерений и испытаний оформляют соответствующими протоколами, прилагаемыми к технической документации по монтажу трансформатора.

Особое внимание при испытаниях следует уделить безопасности проведения работ.

Измерение потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении

Эти испытания производятся для трансформаторов мощностью 10000 кВА и более. Потери холостого хода при малом однофазном возбуждении измеряют по схемам, приведенным на рисунке 1,а. Для трехфазных трансформаторов выполняют три однофазных опыта путем поочередного замыкания накоротко одной из фаз и возбуждения двух других фаз трансформатора.

а - схемы последовательного закорачивания фаз: слева направо закорочены соответственно фазы с, b , а; б - схема подключения приборов; в - схема подключения питания при размагничивании
Рисунок 1 - Измерение потерь холостого хода при малом возбуждении с последовательным закорачиванием фаз

В первом опыте накоротко замыкают обмотку фазы А и возбуждают фазы В и С. При этом измеряемые потери будут характеризовать потерю энергии на возбуждение фаз В и С магнитопровода. Аналогичные опыты производят при поочередно закорачиваемых других фазах.

Замыкание накоротко обмотки любой фазы можно производить на соответствующих выводах любой из обмоток трансформатора, учитывая при этом действительную схему соединения обмоток трансформатора. При измерении обычно подводят напряжение и закорачивают накоротко одну из фаз на стороне низшего напряжения трансформатора, добиваясь таким образом большего возбуждения магнитной системы.

При испытании измеряют подводимое напряжение и суммарную мощность, потребляемую испытуемым трансформатором и измерительными приборами. Затем определяют потребление измерительных приборов (Рпр) путем измерения или расчета. Измерение потребления приборов производят по схеме на рисунке,б. Потребление приборов можно определить также по формуле:

Рпр = U2/Rv+ U2/Rw,

где U - подводимое переменное напряжение, В;
Rv - сопротивление вольтметра, Ом;
Rw - сопротивление обмотки напряжения ваттметра, Ом.

Потери в испытуемом трансформаторе вычисляют по формуле:

Ро"=Ризм-Рпр.

В трехфазных трансформаторах потери, измеряемые по схемам с закорачиванием фаз А и С, должны быть практически равными, а измеренные по схеме с закорачиванием фазы В - больше последних. Это объясняется различной длиной пути замыкания магнитного потока при возбуждении трансформатора по указанным схемам измерения. При возникновении какого-либо короткозамкнутого витка для одного из стержней магнитопровода соотношение потерь, измеренных по этим схемам, изменится, причем появление короткозамкнутого витка вызывает увеличение потерь, поэтому «дефектной» будет та фаза, при закорачивании которой будут измерены наименьшие потери. Это явление используется для оценки состояния трансформаторов.

Полученные результаты оценивают путем сравнения их со значениями, измеренными при изготовлении и приведенными в паспорте трансформатора. Для сравнения результатов измерение потерь производят по схемам и при напряжении, указанном в паспорте трансформатора.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно измеренные потери для каждой из схем не должны отличаться более чем на 10% значений, полученных при изготовлении. Отношение потерь, измеренных при закорачивании фаз А и С (РА/РС), а также отношение этих потерь к потерям, полученным при закорачивании фазы В (РВ/РА и РВ/РС), не должны отличаться в пределах погрешности измерений от таких же отношений, полученных при измерении на заводе.

Для однофазных трансформаторов на напряжение 110 кВ и более полученные потери не должны отличаться более чем на 10% от потерь, измеренных при изготовлении трансформаторов.

Для трехфазных трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше соотношение потерь, измеренных по указанным выше схемам (РА/РС, РВ/РА и РВ/РС), не должно отличаться больше чем на 5% таких же соотношений потерь, полученных при изготовлении.

Если трансформаторы имеют реакторные переключающие устройства, то измерение потерь холостого хода дополнительно производят на промежуточном положении регулятора «Мост». Результаты оценивают аналогично путем сравнения их с заводскими значениями на данном положении устройства. На результаты измерений значительное влияние оказывает намагничивание магнитопровода вследствие протекания по обмоткам трансформатора постоянного тока. В этих случаях для измерения потерь трансформаторы размагничивают.

Размагничивание производят путем подачи на обмотки постоянного тока с изменяющейся полярностью. Схема размагничивания трансформатора показана на рисунке 1,в. При помощи реостата плавно увеличивают ток в обмотке трансформатора до значения, равного 1,1 тока холостого хода. Затем также плавно снижают ток до 0 и, переключая полярность, увеличивают ток до значения 1,1 тока холостого хода. Такие циклы изменения тока производят при значениях тока 0,8; 0,6; 0,4 и 0,2 Iхх. Затем, снизив ток до 0, отключают источник питания постоянного тока и повторяют измерение потерь холостого хода.

Возможно произвести размагничивание трансформаторов методом кратковременной подачи на обмотки номинального напряжения в режиме холостого хода трансформаторов. Методика проведения измерений потерь холостого хода на однофазном пониженном напряжении должна соответствовать ГОСТ 3484-77.

Измерение активного сопротивления обмоток

Измерение сопротивления обмоток постоянному току производят для проверки состояния электрических контактных соединений и целостности электрической цепи обмоток трансформатора. Наиболее характерными дефектами, которые обнаруживаются при этом измерении, являются:
1) обрыв одного или нескольких из параллельных проводов в отводах;
2) нарушение пайки;
3) недоброкачественный контакт присоединения отводов обмотки к вводам;
4) недоброкачественный контакт в переключателях ПБВ или устройствах РПН;
5) неправильная установка привода ПБВ.

Обычно в условиях монтажа сопротивление измеряют при помощи амперметра и вольтметра методом падения напряжения. На рисунке 2,а, б показаны две принципиальные схемы подключения приборов при измерении. Схему на рисунке 2,а применяют при измерении малых значений сопротивлений от долей Ома до нескольких Ом, а схему на рисунке 2,б - при измерении больших значений сопротивления. Правильный выбор схемы измерения исключает значительные погрешности из-за падения напряжения в приборах, которые обычно при вычислении значения сопротивления не учитываются.

Рисунок 2 - Схемы измерения сопротивления обмотки постоянному току

В практике в основном применяют схему на рисунке 2,а. При сборке этой схемы цепи тока и напряжения разделяют, т. е. выполняют отдельными проводами, чтобы исключить из измеряемого сопротивления сопротивление проводов цепи тока и переходным сопротивления в местах подключения цепей и напряжения к вводам трансформатора. Цепь измерения напряжения должна подключаться непосредственно к токоведущим шпилькам вводов испытываемой обмотки. Обычно сопротивление измеряют при напряжениях до 24 В и токах до 10 А. При этом ток не должен превышать 20% номинального тока обмотки.

Пределы измерения приборов должны быть выбраны такими, чтобы при измерениях отклонение по стрелке было во второй половине шкалы. Класс точности приборов должен быть не более 0,5. В качестве источника питания, как правило, применяют кислотные или щелочные аккумуляторные батареи.

Сопротивление реостата выбирают в 8-10 раз больше, чем сопротивление измеряемой обмотки. Измерение производят следующим образом. Включают рубильник и при помощи реостата устанавливают необходимый ток в цепи. В результате индуктивности обмотки ток будет постепенно возрастать до установившегося значения. После установления тока записывают показания вольтметра и амперметра. Вольтметр включают после установления тока в цепи, а выключают перед отключением рубильника. Невыполнение этого порядка включения и отключения вольтметра может привести к его повреждению.

При измерении сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, для уменьшения времени установления тока в цепи производят кратковременное форсирование (увеличение) тока путем шунтирования реостата кнопкой. Время установления тока при измерении сопротивления обмоток больших трансформаторов достигает 30 минут и более. Сопротивление измеряют для каждой обмотки трансформатора на всех положениях переключающего устройства. Оценку результатов производят путем сравнения полученных значений с данными, указанными в паспорте трансформатора.

Для однофазных трансформаторов полученные значения не должны отличаться больше чем на 2% значений, указанных в паспорте при одинаковой температуре и на тех же регулировочных ответвлениях.

Для трехфазных трансформаторов сопротивления, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2%. если в паспорте нет специальных указаний.

Полученные значения сопротивления обмотки постоянному току приводят к температуре, указанной в паспорте трансформатора по формуле:

Rx = R 0 (235+tx)/(235+t 0),

где Rx - значение сопротивления при температуре, указанной в паспорте tx, Ом;
R 0 - значение сопротивления при температуре измерения t 0 , Ом;
t 0 - температура измерения, °С;
tx - температура, указанная в паспорте, °С.

За температуру масляного трансформатора, ранее не включавшегося и не подвергавшегося нагреву, принимают температуру верхних слоев масла при условии, что измерение сопротивления производят не ранее чем через 30 минут после заливки масла для трансформаторов мощностью до 1000 кВА включительно и не ранее чем через 60 минут для трансформаторов большой мощности.

Методика проведения измерения сопротивления обмоток должна соответствовать ГОСТ 3484 77.

Измерение коэффициента трансформации

Коэффициентом трансформации называют отношение напряжения обмотки ВН к напряжению обмотки ИН при холостом ходе трансформатора. Коэффициент трансформации определяют для всех ответвлений обмоток и для всех фаз. Для трехобмоточных трансформаторов достаточно проверить коэффициент трансформации для двух пар обмоток. Путем измерения коэффициента трансформации могут выявляться следующие отклонения:
1) неправильное подсоединение отводов РПН;
2) неправильная установка привода ПБВ.

Коэффициент трансформации определяют методом двух вольтметров. Измерение производят двумя вольтметрами класса не ниже 0,5 следующим образом. К одной из обмоток трансформатора подводят напряжение и измеряют его одним из вольтметров. Одновременно другим вольтметром измеряют напряжение на другой обмотке. Чтобы избежать применения измерительных трансформаторов напряжения, переменное напряжение 220-380 В подводят к обмотке ВН.

При испытании трехфазных трансформаторов коэффициент трансформации определяют по линейным напряжениям на соответствующих одноименных линейных выводах обеих проверяемых обмоток или по фазным напряжениям соответствующих фаз. Коэффициент трансформации по фазным напряжениям измеряется при однофазном и трехфазном возбуждении.

Если схема соединения измеряемых обмоток ∆/Y или Y/∆, коэффициент трансформации измеряют при однофазном возбуждении с поочередным закорачиванием фаз (рисунок 3). Одну из фаз, соединенных в треугольник, накоротко замыкают путем соединения двух соответствующих выводов данной обмотки, а напряжение подают на две оставшиеся фазы. Полученное значение коэффициента должно быть равно 2 Кф при питании со стороны звезды или Кф/2 при питании со стороны треугольника, где Кф - фазный коэффициент трансформации.

Рисунок 3 - Схема измерения фазного коэффициента трансформации при соединении обмоток ∆/Y и Y/∆

Если схема соединения измеряемых обмоток ∆/∆ иле Y/Y фазный коэффициент можно измерять при трехфазном возбуждении, если предварительно установлено, что несимметрия напряжения практически не снижает точности измерения, или при однофазном возбуждении с закорачиванием фаз. Фазный коэффициент трансформации в основном определяют для выявления причин неудовлетворительных значений линейного коэффициента.

Коэффициент трансформации измеряют также методом моста или образцового трансформатора. Однако эти методы не находят широкого применения при монтаже.

Полученные значения коэффициента трансформации на всех ответвлениях не должны отличаться более чем на 2% значения, рассчитанного по номинальным напряжениям.

Методика определения коэффициента трансформации должна соответствовать ГОСТ 3484-77.

Проверка группы соединения обмоток

Группа соединения характеризует угол сдвига векторов ЭДС в обмотках ВН, СН и НН одноименных фаз трансформатора. Тождественность групп соединения обмоток различных трансформаторов является основным условием их параллельной работы, несоблюдение этих условий вызывает возникновение при параллельной работе значительных уравнительных токов, которые в некоторых случаях могут во много раз превосходить номинальные. Это обстоятельство в основном определяет необходимость проверки группы соединения обмоток трансформаторов после их монтажа. В практике случаи несоответствия группы, указанной в паспорте трансформаторов, случаются чрезвычайно редко.

Наиболее характерными недостатками, выявленными при проверке группы соединения обмоток, являются:
1) неправильно выполненная маркировка вводов трансформатора;
2) неправильное подсоединение отводов обмоток к вводам.

При испытании трехобмоточных трансформаторов проверяют группу соединения между двумя парами разных обмоток. Проверку группы соединения обмоток трансформаторов на монтаже производят главным образом по методу двух вольтметров для трехфазных и методу постоянного тока для однофазных трансформаторов.

Метод двух вольтметров основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичного напряжения и измерений напряжений между соответствующими вводами с последующим сравнением полученных значений с расчетными.

Для совмещения векторных диаграмм выводы А и а испытуемого трансформатора соединяют между собой. Затем к одной из обмоток подводят напряжение обычно не более 380 В и измеряют последовательно напряжение между выводами в-В, в-С и с-В - при испытании трехфазных трансформаторов и выводами х-Х - при испытании однофазных трансформаторов (рисунок 4,а).

а - методом вольтметра; б - методом подачи постоянного тока
Рисунок 4 - Схемы измерения группы соединения обмоток

Полученные значения сравниваются с расчетными, которые предварительно вычисляют по формулам, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 - Расчетные значения измеряемого напряжения при проверке групп соединения обмоток методом двух вольтметров

Группа соединения	Угол смещения векторов напряжения, град	Векторная диаграмма на рис. 5
				Uл√1-Кл+К2л
			Uл√1-√3Кл+К2л
			Uл√1-Кл+К2л			Uл√1+Кл+К2л
					Uл√1-√3Кл+К2л	Uл√1+√3Кл+К2л
			Uл√1+Кл+К2л		Uл√1-Кл+К2л
			Uл√1+√3Кл+К2л			Uл√1+√3Кл+К2л
					Uл√1+Кл+К2л
			Uл√1+√3Кл+К2л
			Uл√1+Кл+К2л			Uл√1-Кл+К2л
					Uл√1+√3Кл+К2л	Uл√1-К√3Кл+К2л
			Uл√1-Кл+К2л		Uл√1+Кл+К2л
			Uл√1-√3Кл+К2л			Uл√1-√3Кл+К2л

Примечание: Uл – линейное напряжение на выводах обмоток НН при испытании; Кл – линейный коэффициент трансформации.

Рисунок 5 - Совмещенные векторные диаграммы линейных напряжений

Метод постоянного тока применяют главным образом для проверки группы соединения обмоток однофазных трансформаторов. Он заключается в поочередной проверке полярности выводов А-х и а-х магнитоэлектрическим вольтметром, имеющим соответствующий предел измерения при подведении к выводам А-х напряжения постоянного тока около 2-12 В (рисунок 4,б).

Полярность выводов А-х устанавливают при включении тока. После проверки полярности выводов А-х вольтметр отсоединяют и, не отключая питания, присоединяют его к выводам а-х. Полярность выводов а-х устанавливают в момент включения и отключения тока. Если полярность выводов а-х при включении тока окажется одинаковой с полярностью выводов А-х, а при отключении - разной, то группа соединения обмоток 0, в противном случае будет группа соединений 6.

Числовое обозначение группы принято определять по положению векторов напряжения обмоток на часовом циферблате. Если представить, что вектор высшего напряжения проходит через центр циферблата и цифру 12, то час, на который будет направлен вектор низшего напряжения, будет соответствовать числовому обозначению группы. Векторные диаграммы для различных групп соединения приведены на рисунке 5,а-м.

Угол сдвига между векторами напряжения обмоток зависит от схемы их соединения и взаимного направления обеих обмоток.

Отечественные силовые трансформаторы, как правило, имеют группы соединения 0 и 11. Маркировка фаз выводов, от обмоток выполняется в очередности А, В, С - слева направо со стороны высшего напряжения. Группа и схема соединения обмоток указываются в технической эксплуатационной документации на трансформатор и щитке, закрепленном на баке.

Методика определения группы соединения обмоток трансформатора должна соответствовать ГОСТ 3484-77.

Проверка электрической прочности изоляции приложенным напряжением

В результате приложения повышенного напряжения создается в испытуемой изоляции увеличенная напряженность электрического поля, что позволяет выявить дефекты в ней, не обнаруженные другими методами. Наиболее характерными дефектами, выявленными при этом испытании, являются:
1) недостаточные расстояния между гибкими неизолированными отводами обмоток НН в месте их подсоединения к шпильке ввода;
2) наличие в трансформаторе воздушных пузырей;
3) некоторые виды местного увлажнения и загрязнения изоляционных деталей.

Испытание изоляции приложенным напряжением производят главным образом при пусконаладочных испытаниях трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно. В отдельных случаях этот метод применяют для проверки электрической прочности изоляции обмоток НН (до 35 кВ) трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше.

Для проведения испытаний необходимо подготовить испытательный трансформатор. Мощность испытательного трансформатора, кВА, зависит от зарядной мощности испытываемой обмотки и определяется ее емкостью и значением испытательного напряжения:

Р = 314CU 2 ·10 -9 ,

где С - емкость обмотки, пФ;
U - испытательное напряжение, кВ.

Испытание осуществляют при частоте 50 Гц в течение 1 мин.

Испытательное напряжение зависит от класса изоляции трансформатора. Для масляных трансформаторов его значения приведены ниже:

Испытательные напряжения для сухих трансформаторов, а также масляных специального исполнения устанавливаются заводской технической документацией. При испытании на монтаже испытательное напряжение составляет 90% нормируемых для данного класса изоляции значений, указанных выше.

При испытании вводы испытуемой обмотки соединены между собой и подключены к испытательному трансформатору, вводы остальных обмоток соединены между собой и заземлены.

На рисунке 6 показана принципиальная схема испытания. Напряжение увеличивают плавно при помощи регулировочного трансформатора. Контроль за подводимым напряжением осуществляют по показаниям вольтметра, установленного в первичной цепи испытательного трансформатора, с учетом его коэффициента трансформации.

ИТ - испытательный трансформатор; Р - разрядник; R - резистор
Рисунок 6 - Схема испытания изоляции трансформатора приложенным напряжением

При испытании трансформаторов, имеющих значительную емкость, которая может исказить и завысить коэффициент трансформации испытательного трансформатора, напряжение контролируют на стороне ВН при помощи шаровых разрядников либо высоковольтного киловольтметра. Для этого шары разрядника устанавливают на расстоянии, соответствующем испытательному напряжению. Затем, подсоединяя испытательный трансформатор к испытуемой изоляции, поднимают напряжение до пробоя разрядников и отмечают показания вольтметра, установленного на стороне НН. После этого разрядники удаляют и увеличивают напряжение, руководствуясь полученными показаниями вольтметра.

Контроль за состоянием изоляции при испытании производят по показаниям амперметра и путем наблюдения и прослушивания. Повреждения в испытуемом трансформаторе проявляются в виде потрескивания и разрядов внутри, выделением дыма из расширителя и изменения тока в испытательном трансформаторе. При испытаниях могут выявляться потрескивания, не связанные с повреждением изоляции, например в результате наличия внутри трансформатора воздушных пузырей, отсутствия заземления некоторых металлических конструктивных деталей и др. В таких случаях обнаруженные недостатки устраняют, а испытания изоляции повторяют.

При пробое твердой изоляции внутри трансформатора обычно слышен глухой звук удара, а при пробое масляного промежутка - звонкий.

Трансформатор считается выдержавшим испытание, если в процессе испытания не наблюдалось пробоя или частичных разрядов, определяемых по звуку, выделению газа и дыма или по показаниям приборов. При обнаружении дефектов трансформатор подлежит разборке для обнаружения дефектов и выполнения соответствующего ремонта.

Методика проведения испытаний электрической прочности изоляции трансформатора напряжением должна соответствовать ГОСТ 1516.1-76, ГОСТ 1516.2-76.

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения,	Значения R 60 , МОм при температуре обмотки, °С
Масляные до 35
Масляные 110
Масляные свыше 110	Не нормируется
Сухие до 1 кВ
Сухие более 1 кВ до 6 кВ
Сухие более 6 кВ

Примечание: Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора.

Для приведения значений R 60 , измеренных на заводе-изготовителе, к температуре измерения при наладке производится пересчет с помощью коэффициента:

Таблица 4

Коэффициент приведения r60 к температуре измерения при наладке

Разность температуры
Коэффициент пересчета

Коэффициент абсорбции для трансформаторов не нормируется, но для трансформаторов с неувлажненной изоляцией мощностью менее 10 МВА на напряжение до 35 кВ включительно при температуре от 10 до 35 ºС должен быть не ниже 1,3 или учитываются заводские требования завода-изготовителя.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов

Мегаомметр подключают линейным зажимом к объекту испытаний, а зажимом земля к активной стали трансформатора. Показания снимают после установившихся значений, когда стрелка не производит колебаний. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Измеряется мегаомметром на напряжение 1000-2500 В.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора

В соответствии с ГОСТ 3483-88 измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости силовых трансформаторов рекомендуется произ­водить при напряжении от 25 до 60 % испытательного напряжения частоты 50 Гц. Допускается производить измерения при напряже­нии 10 кВ. В условиях эксплуатации измерения на отключенном и выведенном из работы оборудовании, а также при вводе в эксплу­атацию нового трансформатора или трансформатора после ремон­та производят при напряжении 10 кВ.

Схемы измерений

Тангенс угла диэлектрических потерь и емкость обмоток сило­вых трансформаторов измеряется по схемам табл. 1. При этом пос­ледовательность измерений не нормируется.

В условиях эксплуатации, когда баки испытуемых объектов (трансформаторов, реакторов) заземляются, для измерения tgδ и емкости применяется перевернутая мостовая измерительная схема. В отдельных случаях, когда возникает необходимость и имеется возможность изолирования бака трансформатора может приме­няться нормальная схема измерений. При этом достаточно устано­вить бак трансформатора на сухие деревянные бруски. Сопротив­ление изоляции бака должно быть в несколько десятков раз больше максимального сопротивления измерительной ветви моста перемен­ного тока.

Нормальная схема измерения применяется также при определе­нии tgδ зон изоляции между обмотками трансформатора.

Принципиальные мостовые схемы измерения приведены на рис. 6.

При измерении tgδ и емкости одной из обмоток трансформато­ра другие - «свободные» обмотки заземляются. Схемы соединений мостовой измерительной схемы и испытуемого объекта при измере­нии tgδ обмоток трансформаторов приведены на рис. 7, 8.

В тех случаях, когда tgδ какой-либо обмотки имеет завышенное значение, рекомендуется выполнить измерение tgδ отдельных участ­ков изоляции трансформатора. Емкостные схемы замещения глав­ной изоляции трансформаторов приведены на рис. 9.

Схемы измерений tgδ и емкости отдельных участков изоляции трансформаторов приведены в табл. 5 и на рис. 10, 11.

Рис. 6. Принципиальные мостовые измерительные схемы:

а - нормальная; б - перевернутая;

1 - источник напряжения; 2 - испытуемый объект; 3 - измерительный мост; С Х - емкость испытуемого объекта; С 0 - емкость образцового конденсатора; УР - указатель равновесия моста; R 3 , R 4 , С 4 - элементы моста

(ВН+СН+НН) – К

ВН – (СН+НН+К)

СН – (ВН+НН+К)

НН – (СН+ВН+К)

(ВН+СН) – (НН+К)

(ВН+НН) – (СН+К)

(СН+НН) – (ВН+К)