Измерение изоляции трансформатора мегаомметром. Испытания силовых трансформаторов - наладка оборудования электрических подстанций

1. Определение условий включения трансформатора. Следует производить в соответствии с инструкцией «Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» (РД 16. 363 - 87).

2. Измерение характеристик изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции R 60 , коэффициент абсорбции R 60 /R 15 , тангенс угла диэлектрических потерь и отношения C 2 /C 50 и?C/C регламентируется по п. 1

3. Испытания повышенным напряжением промышленной частоты:

· изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в таблице 5. Продолжительность приложения нормированного напряжения - 1 минута.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов и производится по нормам таблицы 5 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в таблице 5, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым трансформатор был испытан на заводе.

Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ 18472 - 88, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Изоляция линейного вывода обмотки трансформаторов классов напряжения 110кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение - 85 и 100кВ), испытывается только индуктивным напряжением, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;

Изоляция доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение - 1-2кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения - 1 минута.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях, если для этого не требуется выемка сердечника. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

Таблица 5

5. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения степени регулирования.

6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

7. Измерение тока и потерь холостого тока. Производится одно из измерений, указанных ниже:

· при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого тока. Значение тока не нормируется;

· при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).

8. Проверка работы переключающего устройства и снятия круговой диаграммы. Снятие круговой диаграммы следует производится 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.

9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. Производится гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается: для трубчатых и гладких баков - 0, 6м; для боков волнистых, радиаторных или с охладителями - 0, 3м.

Продолжительность испытания 3 часа при температуре масла не ниже + 10?С. При испытании не должно наблюдаться течи масла.

10. Проверка системы охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать инструкции завода-изготовителя.

11. Проверка состояния силикагеля. Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубоватую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует об увлажнении силикагеля.

12. Фазировка трансформаторов. Должно иметь место совпадение по фазам.

13. Испытание трансформаторного масла. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывших без масла, должно быть испытано по показателям пп. 1, 2, 4 - 12 таблицы 6.

Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна).

Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110-220кВ должна быть не ниже 35кВ и в трансформаторах напряжением 330-500кВ - не ниже 45кВ.

Масло из трансформаторов напряжением 110кВ и выше, транспортируемых с маслом, до начала монтажа испытываются по показателям пп. 1-6 и 12 таблицы 6.

Таблица 6

Испытание масла, залитого из трансформатора с массой масла более 1 тонны, прибывающих с маслом, при отсутствии заводского протокола испытание масла перед включением в работу производится по показателям пп. 1-11 таблицы 6, а масла из трансформаторов напряжением 110кВ и выше, кроме того, по п. 12 таблицы 6.

Испытание масла, залитого в трансформатор, перед включением его в работу (под напряжение) после монтажа производится по показателям пп. 1-6 таблицы 6

При испытании масла из трансформатора напряжением 110кВ и выше по показателям пп. 1-6 таблицы 6 следует производить и измерение 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 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1 и 2 таблицы 6.

14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение. В процессе 3-5-кратнот-ного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

15. Испытания вводов. Следует производить в следующей последовательности:

1 - измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 1-2,5кВ у вводов с бумажно-маслянной изоляцией. Измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000Мом.

2 - измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Производится у вводов и проходных изоляторов с внутренней основной маслобарьерной, бумажно-масляной и бакелитовой изоляцией. Тангенс угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов не должен превышать значений, указанных в таблице 7.

У вводов и проходных изоляторов, имеющих специальный вывод к потенциометрическому устройству (ПИН), производится измерение тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции и изоляции измерительного конденсатора. Одновременно производится и измерение емкости.

Браковочные нормы по тангенсу угла диэлектрических потерь для изоляции измерительного конденсатора те же, что и для основной изоляции.

У вводов, имеющих измерительный вывод от обкладки последних слоев изоляции (для измерения угла диэлектрических потерь), рекомендуется измерять тангенс угла диэлектрических потерь этой изоляции.

Таблица 7

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится при напряжении 3кВ.

Для оценки состояния последних слоев бумажно-масляной изоляции вводов и проходных изоляторов можно ориентироваться на средние опытные значения тангенса угла диэлектрических потерь:

· для вводов 110 - 115кВ - 3%;

· для вводов 220кВ - 2%;

· для вводов 330-500кВ - предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь, принятые для основной изоляции.

3 - испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытание является обязательным для вводов и проходных изоляторов напряжением до 35кВ.

Испытательное напряжение для проходных изоляторов, испытываемых отдельно или после установки в распределительном устройстве на масляный выключатель и т. п., принимается согласно таблицы 8.

Таблица 8

Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, следует производить совместно с испытанием обмоток последних по нормам, принятым для силовых трансформаторов (смотреть таблицу 5).

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов с основной керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией - 1 минута, а с основной изоляцией из бакелита или других твердых органических материалов - 5 минут. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов - 1 минута.

Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблюдалось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных разрядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также, если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции.

4 - проверка качества уплотнения вводов. Производится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110-500кВ с бумажно-масляной изоляцией путем создания в них избыточного давления масла 98кПа (1 кгс/ см 2).

Продолжительность испытания - 30 минут. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла.

5 - испытание трансформаторного масла. Для вновь заливаемых вводов масло должно испытываться в следующем порядке:

· анализ масла перед его заливкой в оборудование. Каждая партия свежего, поступившего с завода трансформаторного масла должна перед заливкой в оборудование подвергаться однократным испытаниям по показателям, приведенным в таблице 6, кроме п. 3. Значение показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в таблице 6.

Масла, изготовленные по технологическим условиям, не указанным в таблице 6, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.

· анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в пп. 1 - 6 таблицы 6, а для оборудования 110кВ и выше, кроме того, - по п. 12 таблицы 6.

· испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в аппараты свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешивания, при этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится только в случае смешивания ингибированного и неингибированного масел.

После монтажа производится испытание залитого масла по показателям пп. 1-6 таблицы 6, а значение тангенса угла диэлектрических потерь - не более приведенных в таблице 9.

Таблица 9

16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в следующей последовательности:

1 - измерение сопротивления изоляции:

· первичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 2500В. Значение сопротивления изоляции не нормируется.

Для трансформаторов тока напряжением 330кВ типа ТФКН - 330 измерение сопротивления изоляции производится по отдельным зонам - при этом значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 10.

· вторичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 500 или 1000В.

Таблица 10

Сопротивление изоляции вторичных обмоток вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1Мом.

2 - измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Производится для трансформаторов тока напряжением 110кВ и выше.

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока при температуре +20?С недолжен превышать значений, приведенных в таблице 11.

Таблица 11

3 - Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

Таблица 12

· изоляции первичных обмоток. Испытание является обязательным для трансформаторов тока до 35кВ.

Продолжительность приложения нормированного напряжения для трансформаторов тока:

С керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией - 1 минута;

С изоляцией из твердых органических материалов или кабельных масс - 5 минут;

· изоляции вторичных обмоток. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями составляет 1кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения - 1 минута.

4 - снятие характеристик намагничивания трансформаторов тока. Следует производить при измерении тока от нуля до номинального, если для этого не требуется напряжение выше 380В.

Для трансформаторов тока, предназначенных для питания устройств релейной защиты, автоматических аварийных осциллографов, фиксирующих приборов и т. п., когда необходимо произведение расчетов погрешностей, токов небаланса и допустимой нагрузки применительно к условиям прохождения токов выше номинального, снятие характеристик производится при изменении тока от нуля до такого значения, при котором начинается насыщение магнитопровода.

При наличии у обмоток ответвлений характеристики следует снимать на рабочем ответвлении.

Снятые характеристики сопоставляют с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания других однотипных исправленных трансформаторов тока.

5 - измерение коэффициента трансформации на всех ответвлений. Производится для встроенных трансформаторов тока и трансформаторов, имеющих переключающее устройство (на всех положениях переключателя). Отклонение найденного значения коэффициента от паспортного должно быть в пределах точности измерения.

6 - измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится у первичных обмоток трансформаторов тока напряжением 10кВ и выше, имеющих переключающее устройство. Отклонение измеренного значения сопротивления обмотки от паспортного или от сопротивления обмоток других фаз не должно превышать 2%.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6МВА, а также ответвленные транс-

форматоры собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6МВА испытываются по пп. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.

Сухие трансформаторы испытываются по пп. 1-8, 12, 14.

Целью испытаний, проводимых в период ремонтов, является проверка состояния трансформатора и качества ремонта.

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!

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

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)

Страница 2 из 22

I. ПРОВЕРКА И ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ
1. ИСПЫТАНИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

наружный осмотр

При наружном осмотре проверяют целостность бака, радиаторов и изоляторов, а также пломбы и закраску головок болтов (гаек) у заглушки крана, отсутствие следов подтекания масла и уровень масла, залитого в трансформатор, который должен быть в пределах отметок маслоуказателя. Подтягивать уплотняющие болты до проверки герметичности не разрешается. Необходимо обратить внимание на наличие заземления бака трансформатора.

определение увлажненности обмоток

Трансформаторы всех мощностей и напряжений могут вводиться в эксплуатацию без предварительной сушки, если результаты испытаний изоляции, произведенных на монтаже, при сопоставлении с данными заводских испытаний соответствуют требованиям «Инструкции по контролю состояния изоляции трансформаторов перед вводом в эксплуатацию» СН 171-61. Ниже приводится методика отдельных измерений, по совокупности которых определяют возможность включения трансформатора в эксплуатацию без сушки.

Измерение сопротивления изоляции.

Сопротивление изоляции между каждой обмоткой и корпусом и между обмотками трансформатора измеряют мегомметром на напряжение 2500 в.
Для исключения влияния токов утечки по поверхности изоляторов, особенно при измерениях во влажную погоду, накладывают экранные кольца из голой медной проволоки, соединяемые с зажимом «экран» мегомметра (рис. 1).
Перед началом измерения сопротивления изоляции испытуемую обмотку трансформатора заземляют на 2-3 мин и тщательно протирают поверхность вводов. Показания мегомметра отсчитывают через 15 и 60 сек после начала вращения рукоятки, что соответствует значениям R15 и R60. Рукоятку мегомметра следует вращать равномерно со скоростью 110-120 об/мин. Желательно применять мегомметр с моторным приводом типа ПМ-89 или с кенотронной выпрямительной приставкой.
По этим замерам определяют также коэффициент абсорбции, т. е. отношение R15 / R60., являющийся одним из показателей степени увлажнения обмоток.
Для трансформатора напряжением до 35 кВ включительно, мощностью менее 10 МВА при различной температуре обмотки величина сопротивления изоляции должна быть не менее указанных величин:
Температура обмотки в °С. 10 20 30 40 50 60 70
R60 в Мои. 450 300 200 130 90 60 40
Измеренную величину сопротивления изоляции сопоставляют со значением сопротивления изоляции по данным завода-изготовителя (по протоколу заводских испытаний).
Перед сопоставлением значение R60, измеренное на заводе, приводят к температуре измерения на монтаже путем умножения на коэффициент пересчета K1.

Рис. 1. Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора с наложением экранных колец
Значение коэффициента К\ в зависимости от разности температур при заводских испытаниях (f2) и при измерении на монтаже (t\):

Сопротивление изоляции на монтаже должно быть не ниже 70% сопротивления изоляции по данным протокола заводских испытаний. Значение коэффициента абсорбции R60 / R15.
Должно быть не ниже 1,3 при температуре 10- 30° С.

Измерение величины отношения АС/С.

Одним из методов измерения влажности обмоток является метод «емкость - время», по которому измеряют прирост емкости (АС) к емкости (С), за определенный промежуток времени. Отношение этих величин (А С/С) характеризует степень увлажненности изоляции обмоток трансформатора: с увеличением влажности отношение А С/С возрастает. Отношение А С/С измеряют специальным прибором типа ЕВ-3, на трансформаторах, не залитых маслом. Обычно эти измерения производят в начале ревизии трансформатора, после подъема выемной части и в конце ревизии, до погружения керна трансформатора в масло. Отношение А С/С измеряют для каждой обмотки при соединенных с заземленным корпусом свободных обмотках. Перед измерением испытуемую обмотку заземляют на 2-3 мин. Провода, соединяющие прибор с испытуемой обмоткой, должны быть возможно короче.
Таблица 1

Величина отношения А С/С в %, измеренная в конце ревизии, и разность в % между величиной Д С/С в конце и начале ревизии должны быть в пределах величин, приведенных в табл. 1.
Величина отношения Л С/С увеличивается с повышением температуры. Поэтому, если за время ревизии трансформатора изменилась температура выемной части и измерения отношения Д С/С в конце и начале ревизии производились при различных температурах, их необходимо перед сопоставлением привести к одной температуре. Пересчет значения Д С/С, измеренного в конце ревизии при температуре t\, к температуре обмотки в начале ревизии t2 производится путем умножения на коэффициент температурного пересчета К2


Измерение емкостей обмоток при различных температурах. Емкость увлажненной изоляции возрастает при повышении температуры значительно быстрее, чем емкость неувлажненной изоляции, поэтому по отношению емкостей обмоток трансформатора, измеренных при различных температурах, можно судить о степени увлажненности их изоляции. Емкость измеряют на трансформаторе, залитом маслом, при помощи моста переменного тока типа
МД-16, а при его отсутствий для трансформаторов мощностью менее 10 МВА, напряжением до 35 кВ методом амперметр-вольтметра. Емкость обмотки измеряют при нагретом трансформаторе до температуры обмотки не ниже 70° С (Сгор) и при температуре на 50° С ниже (Схол).
Величина отношения Стор/Схол для трансформаторов мощностью менее 10 МВА напряжением до 35 кВ включительно не должна превышать 1,1.

Измерение емкости обмоток при различных частотах.

Степень увлажнения обмоток трансформатора может быть также определена путем измерения их емкости при различных частотах (метод емкость - частота). Емкость обмоток измеряют при частоте 50 Гц (С50) и при частоте 2 Гц (Сг) специальным прибором контроля влажности типа ПКВ на трансформаторе, залитом маслом, между каждой обмоткой и корпусом при заземленных свободных обмотках. Перед измерением испытуемая обмотка должна быть заземлена на 2-3 мин. Чем больше увлажнена изоляция обмоток трансформатора, тем больше отношение С2/С50. Оно увеличивается также при повышении температуры обмоток трансформатора, поэтому измерения производят при температуре обмоток 10-30° С.
Величина отношения С2/С50 зависит и от тангенса угла диэлектрических потерь (tg б) масла, залитого в трансформатор: с увеличением tg б масла отношение С2/С50 возрастает.
Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно и мощностью менее 10 МВА величина С2/С50 обмоток при различной температуре не должна превышать следующих - величин:
Температура обмотки в ° С 10 20 30
Отношение С2/С5о 1,1 1,2 1,3
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg6). Увлажнение изоляции обмоток трансформатора, а также ряд других дефектов ведут к увеличению диэлектрических потерь и, как следствие этого, к увеличению тангенса угла диэлектрических потерь (tg6).

Рис. 2. Принципиальная схема моста
МД-16 (перевернутая) Тн - испытательный трансформатор; Сх - испытуемый объект; Сд,-- образцовый конденсатор; Г - гальванометр; R2 - переменное сопротивление; Rt - постоянное сопротивление; С - магазин емкостей; Э - экран; Р - разрядник

Измерение tg б производят мостом переменного тока типа МД-16. Обычно применяется так называемая «перевернутая» схема моста (рис. 2), позволяющая производить измерения без снятия вводов с трансформатора. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь обязательно для трансформаторов напряжением 35 кВ, но может производиться и для трансформаторов более низкого класса напряжения, если по результатам других измерений нельзя дать окончательного заключения о состоянии изоляции.
Тангенс угла диэлектрических потерь измеряют при температуре не ниже +10° С на трансформаторах, залитых маслом, при напряжении переменного тока, не превышающем 60% заводского испытательного напряжения, но не выше 10 кВ.
Тангенс угла диэлектрических потерь в изоляции трансформатора зависит от tg6 масла, залитого в трансформатор. С увеличением tg6 масла возрастает itg6 обмоток. Величина tg6 изоляции обмоток трансформатора не должна превышать значений, приведенных в табл. 2.
Таблица 2

Значения tg 6 , указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора. Величина tg6 на монтаже не должна превышать 130% значения, указанного в протоколе заводских испытаний. Значения tg6 измеренные на заводе при температуре t2, приводят к температуре измерения на монтаже путем деления на коэффициент К2.
Значения коэффициента температурного пересчета

Отбор пробы масла. Пробу масла отбирают из нижней части бака при температуре отбираемого масла не ниже + 5°С. Посуда, в которую отбирается проба, должна быть чистой и хорошо высушенной. Отобранное масло подвергают сокращенному лабораторному анализу на отсутствие влаги, содержание механических примесей, реакцию водной вытяжки и определение кислотного числа. Помимо этого, определяют электрическую прочность масла на аппаратах типа АМИ-60 или АИИ-70 в стандартном разряднике.
Пробивное напряжение масла должно быть не ниже 25 кВ для трансформаторов напряжением до 15 кВ включительно и не ниже 30 кВ для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно.

испытание изоляции обмоток трансформаторов повышенным напряжением переменного тока

Испытание повышенным напряжением переменного тока промышленной частоты является основным, подтверждающим исправное состояние изоляции обмоток трансформатора и наличие необходимого запаса их электрической прочности. Этому испытанию подвергают каждую обмотку трансформатора по отношению к корпусу, к которому на время испытания присоединяют остальные, предварительно закороченные обмотки.
Трансформаторы малой мощности испытывают при помощи аппарата типа АИИ-70, а трансформаторы большей мощности - при помощи специального повысительного трансформатора.
Испытательное напряжение повышают плавно с быстротой, допускающей возможность уверенного отсчета показаний измерительных приборов. Длительность испытания 1 мин, после чего напряжение плавно снижают до нуля.
Величину испытательного напряжения допускается измерять по вольтметру, включенному с низкой стороны испытательного трансформатора.
Величина испытательного напряжения принимается не более 90% испытательного напряжения на заводе-изготовителе. Величина заводских испытательных напряжений (.по ГОСТ 1516-60) приведена в табл. 3.
Повреждения изоляции при испытании выявляются по резким толчкам стрелок приборов, измеряющих испытательное напряжение и ток установки, по характерному звуку разрядов внутри бака трансформатора или выделению дыма из дыхательной пробки, либо по отключению автомата со стороны питания испытательной установки.
Таблица 3

После окончания испытания необходимо повторно измерить сопротивление изоляции обмоток трансформатора мегомметром.

измерение сопротивления обмоток трансформатора постоянному току

Измерение сопротивления обмоток трансформатора постоянному току производится с целью выявления обрывов обмотки и ответвлений, плохих контактов, нарушения паек и обнаружения витковых замыканий в катушках. Сопротивление обмоток измеряют мостовым методом или методом падения напряжения.

Сопротивления величиной до 1 Ом измеряют двойным мостом типа МД-6 либо мостом типа Р-316, пригодным также для измерения сопротивления величиной более 1 Ом.
При измерениях методом падения напряжения схему измерения выбирают также в зависимости от величины измеряемого сопротивления (рис. 3).
Во избежание повреждения экстратоками вольтметр необходимо включать при установившемся значении тока, а отключать до выключения тока.
Приборы, применяемые для измерения, должны быть класса точности не ниже 0,5. Величина тока при измерениях не должна превышать 20% номинального тока обмотки, чтобы не внести дополнительной погрешности в измерения за счет нагрева обмотки.

Сопротивления следует измерять при установившейся температуре; температура, при которой произведены измерения, должна быть замерена и указана в протоколе испытания.
Измеряют линейные сопротивления всех обмоток трансформатора, а при наличии переключателя ответвлений - на всех его положениях.

Рис. 3. Измерение сопротивления обмотки трансформатора постоянному току методом падения напряжения
а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений; Б - аккумуляторная батарея 6-12 в\ R - реостат; К - кнопка включения вольтметра
Полученные величины необходимо сопоставить между собой и с данными заводских испытаний. При сравнении величин сопротивлений их необходимо привести к одной температуре по формулам:
для обмоток из медного провода;
- для обмоток из алюминиевого провода,
где R2 - сопротивление, приводимое к температуре 4; Ri - сопротивление, измеренное при температуре т1.

Величины сопротивлений отдельных фаз трансформатора не должны отличаться одна от другой и от заводских данных более чем на 2%. Если расхождение с заводскими данными превышает 2%, но одинаково для всех фаз, следует искать ошибку в измерениях.

определение коэффициента трансформации

Коэффициент трансформации определяют для трансформаторов после их капитального ремонта со сменой обмоток, импортных и не имеющих паспорта.
Коэффициентом трансформации трансформатора называется отношение напряжения на обмотке высшего напряжения (ВН) к напряжению на обмотке низшего напряжения (НН) при холостом ходе:

где кт - коэффициент трансформации;
Uі - напряжение на обмотке ВН;
U2~ напряжение на обмотке НН.
Коэффициент трансформации определяют на всех ответвлениях обмоток, доступных для переключения и для всех фаз. Для трехобмоточных трансформаторов достаточна проверка коэффициента трансформации только для двух пар обмоток. Измерения производят методом двух вольтметров (рис. 4). Напряжение подают на обмотку ВН.
Для трансформаторов малой мощности величина подводимого напряжения должна составить 20-30% номинального напряжения, а для мощных трансформаторов достаточно 1-5% .
При испытании трехфазных трансформаторов к одной обмотке подают симметричное трехфазное напряжение и одновременно измеряют напряжение между соответствующими одноименными линейными выводами обеих проверяемых обмоток.
При отсутствии трехфазного симметричного напряжения коэффициент трансформации можно определять при однофазном возбуждении, если возможно измерить фазовые напряжения, а также для трансформаторов, у которых хотя бы одна обмотка соединена в «треугольник».
Коэффициент трансформации измеряют при поочередном закорачивании одной из фаз по схемам, приведенным на рис. 5, а, б, в. Коэффициент трансформации при этом методе будет равным 2/Сф (при схеме Y/Д) или /Сф/2 (при схеме Д/Y), где Кф- фазовый коэффициент трансформации.
Если в обмотке, соединенной в «звезду», выведена нулевая точка, то измерение коэффициента трансформации может быть произведено без закорачивания фаз по схемам, приведенным на рис. 6 а, б, в. В этом случае измеряют непосредственно фазовый коэффициент трансформации. Для измерений следует пользоваться приборами класса точности не ниже 0,5.

Рис. 4. Измерение коэффициента трансформации трансформатора
Измеренный коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 1-2% от коэффициента трансформации на том же ответвлении на других фазах и от паспортных данных трансформатора.

Рис. 5. Пофазное измерение коэффициента трансформации трехфазного трансформатора при однофазном возбуждении с закорачиванием фазы

Рис. 6. Пофазное измерение коэффициента трансформации трехфазного трансформатора при однофазном возбуждении без закорачивания фазы

ПРОВЕРКА ГРУППЫ СОЕДИНЕНИЯ ОБМОТОК

Рис. 8. Проверка группы соединения обмоток однофазного трансформатора методом импульсов постоянного тока
Эта проверка производится также для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт со сменой обмоток, импортных и не имеющих паспорта.

Рис. 7. Проверка группы соединения обмоток трехфазного трансформатора фазометром - фазометр; U - реостат
Б - батарея или аккумулятор 2-12 е; К - кнопка; Г - гальванометр с нулем посередине шкалы

Группа соединения обмоток характеризует угол между векторами напряжений обмоток ВН и НН одноименных фаз трансформатора.
Проверка группы соединения обмоток может быть произведена несколькими методами.
Метод фазометра. При этом методе последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат подключают к зажимам одной из обмоток трансформатора, а параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки трансформатора (рис. 7). К одной из обмоток подводят пониженное напряжение, достаточное для работы фазометра, и реостатом устанавливают номинальный ток в последовательной обмотке фазометра.
Фазометр показывает угловое смещение векторов напряжений в градусах. Во избежание возможных ошибок при измерениях лучше пользоваться фазометром с четырехквадрантной шкалой типа Э-500. Для трехфазных трансформаторов рекомендуется повторять измерения на двух парах выводов. Например АВ-ab и АС-ас - при этом в обоих случаях результаты должны быть одинаковыми.

Метод импульсов постоянного тока.

Определение группы соединения обмоток трансформаторов этим методом производится при помощи гальванометра с нулем посередине шкалы или магнитоэлектрического вольтметра.
Для однофазных трансформаторов схема проверки приведена на рис. 8.
Напряжение постоянного тока 2-12 в от батареи или аккумулятора подводят к зажимам А - X обмотки высшего напряжения.
Если при включении тока полярность зажимов а-х окажется одинаковой с полярностью зажимов А-X, то группа соединения обмоток этого трансформатора 12, в противном случае - 6.
Для трехфазных трансформаторов определение группы производится по схеме (рис. 9), где отклонения стрелки гальванометра составлены для случая соединения обмоток по схеме Y/Y - группа 12.
При указанной на схеме полярности подключения источника постоянного тока и гальванометра отклонения стрелки вправо (при включении тока) обозначаются плюсом (+), отклонение стрелки влево-минусом (-). Для нечетных групп соединения имеют место нулевые показания гальванометра.
Отклонения гальванометра при проверке наиболее распространенных групп соединения обмоток приведены в табл. 4.
Результаты проверки записывают по такой же форме и по совпадению показаний с данными таблицы устанавливают группу соединения обмоток проверяемого трансформатора.

Рис. 9. Проверка группы соединения обмоток трехфазного трансформатора методом импульсов постоянного тока

Таблица 4

измерение величины тока холостого хода

Для измерения величины тока холостого хода к обмотке низшего напряжения при разомкнутых остальных обмотках.подводят номинальное напряжение. Для трехфазных трансформаторов подводимое трехфазное напряжение должно быть практически симметричным.
Ток холостого хода можно также измерять после включения трансформатора под рабочее напряжение. В этом случае для измерения величины тока холостого хода используют стационарные трансформаторы тока, во вторичную обмотку которых включают контрольный прибор. Не следует пользоваться для этих измерений приборами детекторной системы, так как форма кривой тока холостого хода значительно отличается от синусоиды, что приводит к погрешностям при измерениях.
Величину тока холостого хода трехфазных трансформаторов измеряют во всех трех фазах и определяют как среднее арифметическое этих величин. Величина тока холостого хода трансформатора не нормируется.

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.

Главная » Зубило » Измерение изоляции трансформатора мегаомметром. Испытания силовых трансформаторов - наладка оборудования электрических подстанций