Диагностика силовых трансформаторов

ДИАГНОСТИКАсиловых масляных трансформаторов

Версия 4.0

Иваново 2000 г.

Диагностика трансформаторов

В документе приводится информация по работе с компьютерной системой ДИАГНОСТИКА+, предназначенной для оценки технического состояния силовых масляных трансформаторов. Дается описание методов испытаний, используемых для получения диагностической информации, и технологии их применения как в автономном, так и в комплексном режимах. Подробно описана структура базы данных, содержащей паспортные данные трансформаторов и данные испытаний и измерений.

2000 Ивановский государственный энергетический университет, кафедра безопасности жизнедеятельности. Все права защищены.

2

Содержание 3

СОДЕРЖАНИЕ

351111121217172021212427293032353537373940424242444646474848515354555656575961616263646464656567686868707172727375767777828485спытаний.

В настоящем документе описаны следующие виды испытаний трансформаторов: хроматографический анализ газов, растворенных в масле; измерение параметров изоляции обмоток; физико-химические испытания масла; измерение сопротивлений обмоток постоянному току; измерение потерь холостого хода; измерение сопротивлений короткого замыкания; проверка коэффициента трансформации; проверка группы соединения обмоток; испытание изоляции обмоток вместе с вводами

повышенным напряжением частоты 50 Гц тепловизионный контроль.

Каждое испытание относится к определенным категориям контроля. В данной книге (согласно РДИ 34.45-51.300-97) приняты следующие условные обозначения категорий контроля:

П - при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии;

К - при капитальном ремонте на энергопредприятии;С - при среднем ремонте;Т - при текущем ремонте;М - между ремонтами.

В отличие от старой версии в версию 3.0 были добавлены: три новых испытания (проверка коэффициента трансформации, проверка группы соеди-нения обмоток, испытание изоляции обмоток вместе с вводами повышенным напряжением частоты 50 Гц); возможность построения и просмотра "линии жизни" трансформатора; генерация протоколов с помощью Word 2000.

В следующую версию системы должны войти: оценка состояния бу-мажной изоляции обмоток; акустический контроль; испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры; оценка состояния переключающих устройств; испытание бака на плотность; проверка устройств охлаждения; проверка предохранительных устройств; проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле; проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха; испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение; испытание

Диагностика трансформаторов вводов; испытание встроенных трансформаторов тока, испытание изоляции индуктированным напряжением.

Следующая версия ДИАГНОСТИКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ позволит анализировать техническое состояние и сухих трансформаторов.

4

Формирование паспортных данных

2. ФОРМИРОВАНИЕ ПАСПОРТНЫХ ДАННЫХПри добавлении или корректировке паспортных данных транс-

форматора на экране появляется форма, приведенная на рис.1.1.

Рис.1.1. Форма паспортных данных

Поля паспортных данных в диалоговой форме расположены на 5-ти вкладках: "Паспорт", "Характеристики", "Регулирование", "Охлаждение" и "Примечание".

Некоторые поля можно не заполнять. Обязательному заполнению подлежат поля: предприятие, подстанция, присоединение и диспетчерское наименование.

При выполнении экспертиз и генерации протоколов используются следующие поля:

подстанция; присоединение; диспетчерское наименование; тип трансформатора; завод-изготовитель; заводской номер; вид охлаждения; Uхх ВН, кВ; Uхх СН, кВ; Uхх НН, кВ; Iном. ВН, А; Iном. СН, А; Iном. НН, А; Uкз ВН-СН, %; Uкз ВН-НН, %; Uкз СН-НН, %; схемы и группы соединения обмоток; тип РПН; год изготовления;

5


год ввода в эксплуатацию; тип ввода обмотки ВН фаза А; номинальное напряжение, кВ; способ защиты масла.

Тип трансформатора

Тип трансформатора отечественного производства вводится по следующему формату:

БО "–" НМ "/" КВН ["/" КСН] ["/" КНН] [ДБО] "–" ГР КИ КР, где

БО - буквенное обозначение типа;НМ - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;КВН - класс напряжения обмотки ВН;КСН - класс напряжения обмотки СН (не указывается, если меньше 110

кВ);КНН - класс напряжения обмотки НН (не указывается, если меньше 110

кВ);ДБО - дополнительное буквенное обозначение;ГР - год разработки (выпуска рабочих чертежей) трансформаторов

данной конструкции (в период 1965-1985 г.);КИ - климатическое исполнение;КР - категория размещения.

Части обозначения, которые могут отсутствовать - заключены в квадратные скобки.

Примеры обозначений типа трансформатора: ТМ-1000/10-74У1; АОДЦТН-417000/750/500-73У1; ТДЦТГА-120000/220.

Схемы и группы соединения обмоток

Формат обозначения схемы и группы соединений обмоток:а) для двухобмоточных трансформаторов

Схема_ВН "/" Схема_НН "–" Группа_ВН-НН

б) для трехобмоточных трансформаторовСхема_ВН "/" Схема_СН "/" Схема_НН "–" Группа_ВН-СН "–" Группа_ВН-НН

в) для двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой ННСхема_ВН "/" Схема_НН "-" Схема_НН "–" Группа_ВН-НН "–" Группа_ВН-НН

г) для двухобмоточных автотрансформаторовСхема_ВН " " "авто"

д) для трехобмоточных автотрансформаторов с общей обмоткой СНСхема_ВН " " "авто" "/" Схема_НН "–" Группа_ВН-Общая "–" Группа_ВН-НН

6


Схема_ВН, Схема_СН и Схема_НН могут принимать следующие значения:У - звезда;Ун - звезда с выведенной нулевой точкой;Д - треугольник;Z - зигзаг;Zн - зигзаг с выведенной нулевой точкой;1 - для однофазных трансформаторов.

Группа_ВН-СН, Группа_ВН-НН и Группа_ВН-Общая могут принимать значения целого числа от 0 до 11. Разрешается вместо 0 указывать 12.

Примеры обозначения схем и групп соединения обмоток:

Ун/Ун/Д-0-11;

Ун авто/Д-0-11;

Ун авто;

1/1-1-0-0.Основые параметры трансформатора заносятся на вкладке "Ха-

рактеристики". Вид диалоговой формы в этом режиме приведен на рис1.2.

Рис. 1.2. Форма паспортных данных на вкладке "Характеристики"

Параметры регулирования сведены на соответствующей вкладке. Вид диалоговой формы в этом режиме приведен на рис.1.3.

7


Рис 1.3. Форма паспортных данных на вкладке "Регулирование"

Схемы соединения обмоток можно хранить в растровых графических файлах, имена которых указываются в соответствующих строчках. При необходимости схемы можно вывести на экран при помощи стандартных "просмоторщиков", установленных на компьютере. Для этого необходимо нажать кнопку "Просмотр". На рис 1.4 приводится схема соединения обмотки СН, которая хранится в файле D:\Cherepovets\Images\Силовые трансформаторы\СН.jpg

Рис. 1.4. Схема соединения обмотки СН

8


Вид охлажденя и способ защиты масла содержатся на вкладке "Охлаждение". ЕЕ вид приведен на рис 1.5.

рис 1.5. Форма паспортных данных на вкладке "Охлаждение"

Вид охлаждения

Поле "Вид охлаждения" может принимать следующие значения:

С - естественное воздушное при открытом исполнении;

СЗ - естественное воздушное при защищенном исполнении;

СГ - естественное воздушное при герметичном исполнении;

СД - воздушное с дутьем;

М - естественное масляное;

Д - масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла;

МЦ - принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла;

НМЦ - принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла;

ДЦ - масляное с принудительной циркуляцией масла;

НДЦ - принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла и дутьем;

МВ - масляно-водяное с естественной циркуляцией масла;

Ц - принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла;

НЦ - принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла;

Н - естественное негорючим жидким диэлектриком;

9

Диагностика трансформаторов НД - негорючим жидким диэлектриком с дутьем;ННД - негорючим жидким диэлектриком с дутьем и с направленным

потоком жидкого диэлектрика.Если данное поле остается незаполненным, то во время выполнения

экспертиз выбирается значение принятое по умолчанию - естественное мас-ляное.

Способ защиты масла

Поле "Способ защиты масла" может принимать следующие значения:- свободное дыхание;- пленочная;- азотная.

Если данное поле остается незаполненным, то во время выполнения экспертиз считается, что имеет место "Свободное дыхание".

10


3. АНАЛИЗ ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ

3.1. Основные положенияХроматографический анализ газов, растворенных в масле относится к

категориям контроля П и М (см. введение).В процессе старения изоляция трансформатора претерпевает ряд

физико-химических изменений. При этом выделяются продукты разложения - твердые, жидкие и газообразные вещества. Твердые изоляционные материалы на основе целлюлозы (бумага, картон) при медленном старении выделяют газы; в их числе водород и низкомолекулярные углеводороды, а также окись и двуокись углерода, образующиеся при окислении целлюлозы. Газы образуются также и при старении масла, причем интенсивность газовыделения зависит от напряженности электрического поля и химического состава масла.

Газовыделение зависит от режима работы объекта, продолжи-тельности эксплуатации, примененных в нем материалов и ряда других не всегда легко учитываемых факторов [Л.1]. В числе выделяющихся газов, кроме окиси СО и двуокиси углерода СО2, имеются водород Н2, метан СН4, этан С2Н6, этилен С2Н4, ацетилен С2Н2.

Растворимость некоторых газов в трансформаторном масле при давлении 760 мм вод. ст и температуре 25°С приведена в табл. 2.1. [Л.2].

Таблица 2. 1

Газ Растворимость, в % по объемуВодород 7

Азот 8,6Окись углерода 9

Воздух 10,3Кислород 16

Метан 30Углекислый газ 120

Этан, этилен 280Ацетилен 400

Растворимость газов в масле пропорциональна внешнему давлению и в диапазоне температур 20-100°С является линейной функцией температуры.

При разрушении изоляции, связанном с наличием повреждений, интенсивность процессов газовыделения резко повышается; может из-мениться также состав газов и их соотношение.

Установлено, что каждому виду дефекта соответствует определенный набор и соотношение газов [Л.1].

11


3.2. Методика испытаний Базовым руководством по диагностике развивающихся дефектов на

основе анализа газов, растворимых в трансформаторном масле (АРГ) является методика хроматографического анализа газов [Л.3].

3.3. Особенности алгоритмаВ системе ДИАГНОСТИКА эта методика реализована на основе

принципов нечеткой математики [Л.4]. Такой подход существенно повышает вероятность получения конечного результата, что в условиях нечеткости и неполноты входной информации приобретает первостепенное значение.

База знаний содержит множество правил, каждое из которых харак-теризуется коэффициентом доверия. Основу базы знаний составляют рекомендации из [Л.3], кроме того сюда входят и правила, внесенные разработчиками системы после длительных консультаций с экспертами. Следует отметить, что база знаний может постоянно пополняться новыми правилами.

Коэффициент доверия правила зависит от определенности параметров входящих в него. Если один или несколько параметров не определены, то коэффициент доверия правила снижается, что отражается на влиянии данного правила на конечный результат.

Например, полный объем информации в систему поступает, когда известны концентрации всех семи газов. Однако, наряду с числовым значением для любого из газов возможны следующие случаи: газ полностью отсутствует; имеется небольшое количество газа (следы); наличие или отсутствие газа не определено.

Последний случай и является причиной изменения коэффициента доверия правил, в которые входит соответствующий газ.

Разработанный алгоритм позволяет получать диагноз даже в случаях, когда хотя бы один газ достоверно зафиксирован, а относительно остальных не имеется четкой информации. Естественно, что вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в этих случаях снижается.

В процессе диагностики при наличии нескольких замеров последовательно подключаются новые правила и проводится постепенное уточнение дефектов. Принято, что трансформатор имеет дефект при превы–шении концентрации хотя бы одного газа граничного значения.

Каждый трансформатор при обнаружении в нем дефекта ставится под контроль. Первое обнаружение дефекта фиксируется в “истории жизни” трансформатора. Обычно этот факт не сопровождается глубоким и всесторонним его исследованием, т.к. делается поправка на возможность занесения ошибочных данных. Для уточнения ситуации предлагается пов-торить анализ через пять дней. Положительный исход очередного анализа (т. е. отсутствие дефекта) у контролируемого трансформатора приведет к

12


пометке в “истории жизни” о нормализации процессов, в нем проис-ходящих, и трансформатор автоматически снимается с контроля.

При вторичном обнаружении дефекта ставится предварительный диагноз из набора (табл.2.2).

Таблица 2. 2

N Вид дефекта1 Старение масла2 Частичные разряды с низкой плотностью энергии3 Частичные разряды с высокой плотностью энергии4 Разряды малой мощности5 Разряды большой мощности6 Термический дефект низкой температуры7 Термический дефект в диапазоне низких температур8 Термический эффект в диапазоне средних температур9 Термический дефект высокой температуры

В дальнейшем характер дефекта уточняется (табл. 2.3. ).

Таблица 2. 3

N Вид дефекта1 Перегрев токоведущих частей или элементов конструкции остова2 Перегрев элементов конструкции остова3 Перегрев твердой изоляции4 Электрические разряды в твердой изоляции (рис.2.1)5 Частичные разряды в масле6 Искровой и дуговой разряд в масле7 Дефект в системе охлаждения8 Старение масла9 Дефект в переключающем устройстве

Выбор конечной альтернативы из табл. 2.2 и табл. 2.3. производится на основе максимального значения коэффициента доверия, соответ-ствующего этой альтернативе.

Наряду с прогнозированием дефекта формируются мероприятия по дальнейшему техническому обслуживанию трансформатора.

13


При этом очень тщательно анализируется технология развития дефекта, которая характеризуется следующими признаками, принимающими значения 0 или 1: наличие дефекта в трансформаторе на момент анализа - р1 (0 - нет

превышения граничных концентраций, 1 - превышение имеет место); скорость нарастания концентрации хотя бы одного газа более 10 % в

месяц - р2 (0 - скорость нарастания газов не превышает 10 %, 1 - скорость выше 10 %);

количество раз обнаружений дефектов (подряд) в данном трансфор-маторе - р3 (0 - количество раз обнаружений дефектов меньше или равно 2, 1 - количество раз обнаружений дефектов больше 2);

количество раз обнаружения нарастания концентрации (подряд) хотя бы одного газа более 10 % в месяц - р4 (0 - количество раз обнаружения нарастания концентрации меньше или равно 2, 1 - больше 2 раз);

ускорение нарастания газов (наращивается в случае увеличения скорости нарастания газов каждого последующего замера) - р5 (0 - количество прогрессирующих нарастаний меньше или равно 1, 1 - количество прогрессирующих нарастаний больше 1);

наличие факторов, способствующих увеличению концентрации газов - р6 (0 - фактор имеет место, 1 - фактор отсутствует);

наличие факторов, способствующих уменьшению концентрации газов - р7 (0 - фактор имеет место, 1 - фактор отсутствует);

Рис. 2. 1. Ползущий разряд в электрокартоне

14


наличие ацетилена в качестве основного газа в последней пробе масла - р8 (0 - ацетилен не является основным газом, 1 - ацетилен - основной газ);

наличие окиси или двуокиси углерода в последней пробе масла - р9 (0 - в пробе эти газы отсутствуют , 1 - хотя бы один газ имеет место).

Необходимо отметить, что при обнаружении дефекта и отсутствии скорости нарастания газа (концентрации уменьшились), счетчик p3 не наращивается, т.к. считается, что превышение концентраций - проявление прошлого обнаружения дефекта.

Возможные рекомендации системы приведены в табл. 2.4.

Таблица 2. 4

N Рекомендация1 Немедленный вывод трансформатора из работы2 Планировать вывод трансформатора из работы3 Проводить учащенный контроль по АРГ5 Проверить состояние сорбента в воздухоочистителе6 Проверить состояние маслонасоса7 Проверить возможность перетока (отобрать одновременно пробы из

бака трансформатора и бака переключателей)9 Провести дегазацию масла

10 Поставить в известность соответствующее подразделение пред-приятия

11 Проанализировать условия предшествующей эксплуатации12 Снять с учащенного контроля по АРГ13 Проводить контроль по АРГ с нормальной периодичностью14 Сравнить с концентрациями в подобных трансформаторах15 Сообщить на завод-изготовитель18 Трансформатор поставлен под контроль20 Измерить омическое сопротивление обмоток21 Провести анализ с помощью инфракрасной техники22 Измерить потери холостого хода23 Провести химический анализ масла24 Измерить tg и комплексной проводимости изоляции25 Измерить сопротивления короткого замыкания26 Измерить tg масла27 Провести электрические измерения частичных разрядов28 Провести акустические измерения частичных разрядов29 Измерить сопротивление изоляции30 Провести визуальный контроль31 Отобрать пробы масла из баков контактора и трансформатора

15


Связь между признаками, характеризующими дефект и процесс его развития с одной стороны и набором рекомендаций по его уточнению и локализации последствий проявления дефекта с другой, приведена в табл. 2.5.

Таблица 2. 5

Набор признаков Набор рекомендацийР1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9 С1 С2 С3 С4 С5 С61 0 0 0 0 0 0 0 0 3 18 0 0 0 01 1 0 0 0 0 0 0 0 3 11 18 0 0 01 1 0 0 0 0 0 1 1 3 11 18 0 0 01 1 1 1 1 0 0 0 0 2 3 0 0 0 01 1 1 1 1 0 0 1 0 1 0 0 0 0 01 1 1 1 1 0 0 0 1 1 0 0 0 0 01 1 1 1 1 0 1 0 1 1 0 0 0 0 01 0 1 0 0 1 1 0 0 3 10 15 22 0 01 0 1 0 0 0 0 0 0 6 7 8 11 18 01 0 1 1 0 1 0 0 0 3 5 11 0 0 01 1 1 1 0 0 0 0 0 3 9 15 0 0 01 1 1 1 0 0 1 0 1 2 3 15 0 0 01 1 1 1 0 0 0 1 0 2 3 0 0 0 01 1 1 1 0 0 0 0 1 2 3 23 0 0 01 1 0 0 0 0 1 1 0 2 3 0 0 0 01 1 1 0 0 0 0 0 0 3 10 11 0 0 01 1 1 1 0 0 0 1 1 2 3 10 0 0 01 1 1 1 1 0 0 1 1 1 0 0 0 0 01 0 0 0 0 0 0 0 1 3 18 0 0 0 01 1 0 0 0 0 0 0 1 3 11 18 0 0 01 1 1 0 0 0 0 1 1 2 15 0 0 0 01 0 0 0 0 0 0 0 1 3 18 0 0 0 01 1 1 0 0 0 0 0 1 2 15 0 0 0 01 0 1 0 0 0 0 0 1 3 11 0 0 0 01 0 1 0 0 0 0 1 1 3 10 0 0 0 01 1 1 0 1 0 0 1 1 2 15 0 0 0 01 1 0 0 0 0 0 1 0 3 11 18 0 0 01 1 1 1 0 1 1 0 1 1 0 0 0 0 01 0 0 0 0 1 1 0 1 3 18 0 0 0 01 1 0 0 0 1 1 0 1 3 18 0 0 0 01 1 0 0 0 1 1 1 1 2 3 0 0 0 01 1 1 0 1 1 1 0 1 2 15 0 0 0 0

16


Содержание табл. 2.5 уточняется по мере накопления статистических данных, получаемых из разных энергосистем.

Поскольку АРГ не дает полной гарантии вида дефекта и практически не предоставляет информацию о его местоположении, необходимо задействовать другие виды испытаний. Рекомендации на приоритетное проведение конкретных испытаний даются на основе результатов АРГ (табл.11.1 ).

3.4. Заполнение машинной формыДля занесения данных хроматографического анализа необходимо

заполнить шаблон, приведенный ниже. При этом необходимо помнить: если газ полностью отсутствует, то в соответствующем поле ставится 0

(ноль); если имеется небольшое количество газа (следы), то в соответствующее

поле ставится 0.0000099; если наличие или отсутствие газа не определено, то соответствующее

поле не заполняется.

3.5. Пример Проводится диагностический анализ силового трансформатора ТРДН-

80000/110.Анализ проводится второй раз, через месяц после первичного

обнаружения дефекта. Ниже приводится таблица последних и предыдущих замеров концентраций.

17

Диагностика трансформаторов Таблица 2. .6

дата H2 СH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2

01.02.1995 0.002 0.01 0.001 0.02 0.7 неопред. 0.401.03.1995 0.003 0.02 0.02 0.05 неопред. неопред. 0.5

Нахождение пороговых, граничных и относительных концентраций газов и относительных скоростей изменения концентраций

Все эти параметры, определяемые по нормам и формулам согласно методике [Л.3], сведены в табл.2.7.

Таблица 2. 7

дата H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 СО CO2

пороговая концентр.

0.0005 0.0005 0.00005 0.0005 0.0005 0.005 0.005

граничная концентр.

0.01 0.01 0.001 0.01 0.005 0.02 0.3

относит. концентр.

0.3 2 19.9 5неоп-ред.

неоп-ред.

1.67

абсолют скорость.

0.0010 0.01071 0.02036 0.0321неоп-ред.

неоп-ред.

0.107

относит скорость.

53.571 107.143 2035.7 160.71неоп-ред.

неоп-ред.

26.78

Определение характера концентраций газов, по соотношению концентраций и пороговых значений:H2 - характерный газ с малым содержанием;

СH4 - характерный с высоким содержанием;

С2H2 - основной;

С2Н4 - характерный с высоким содержанием;

С2Н6 - отсутствует;

СО - отсутствует;

CО2 - основной.

Определение наличия развивающегося дефектаКонцентрации четырех газов (СН4, С2Н2, С2Н4, СО2) превышают

граничные значения, при этом идет нарастание концентрации всех газов со скоростью более 10% . Следовательно налицо признаки наличия развивающегося дефекта.

Формирование рекомендацийКаждая ситуация развития дефекта однозначно определяет список

признаков:

18


Превышение граничной концентрации имеет место, следовательно P1 = 1.

Превышение скорости нарастания газов - более 10% , следовательно Р2 = 1.

Количество раз обнаруженных дефектов - 2, следовательно Р3 = 0.Количество раз превышений скорости на 10% - 1, следовательно

Р4 = 0.В пробе была впервые зафиксирована максимальная скорость

нарастания газов , следовательно Р5 = 0.Не проводились мероприятия, способствующие повышению концен-

трации газов, следовательно Р6 = 1.Не проводились мероприятия, способствующие понижению

концентрации газов, следовательно Р7 = 1.Ацетилен в пробе - основой газ , следовательно Р8 = 1.Имеет место в пробе СО или СО2 , следовательно Р9 = 1.В соответствии с полученным списком признаков по табл. 2.5

определены номера необходимых мероприятий 2 и 3, по которым из табл. 2.4 выбираются сами мероприятия: планировать вывод трансфор-матора из работы (2) и проводить учащенный контроль по АРГ (3).

Определение характерных отношений концентраций газов

D1 = 0.4 ( C2H2/C2H4 ); D2 = 6.66667 ( CH4/H2 ); D3 = не определено ( C2H4/C2H6 ); D4 = не определено ( CO2/CO ).

Определение периодичности следующего контрольного за-мера

В соответствии со скоростями нарастания каждого газа определяется промежуток времени, по истечении которого проводится следующий замер. Периодичность контрольного замера устанавливается по минимальному значению промежутка одного из газов и при этом минимальное значение принимается равное пяти дням.Н2 = 2.333 мес. СH4 = 0.233 мес. С2H2 = 0.012 мес.С2Н4 = 0.078 мес. С2Н6 = 6.0 мес. СО = 6.0 мес. CО2 = 0.233 мес.

Поскольку, T(C2H2) = 0.012 < 0.167, то принимается Т= 0.167 мес. Следовательно, очередной замер должен быть проведен через 0.167 мес.= 5 дн.

Определение предполагаемого дефектаПри анализе наличия газов в пробе, значений их концентраций и

скоростей нарастания, а также значений характерных отношений концентраций газов максимальный коэффициент доверия получил дефект номер 6. Поскольку дефект обнаружен только второй раз, невозможно определить точный диагноз. По табл. 2.2 предварительных дефектов находят

19

Диагностика трансформаторов его наименование: термический дефект низкой температуры. Приводятся причины, последствием которых является прогнозируемый дефект: загрязнение труб и межтрубного пространства; засоренность труб охладителя.

Далее формируется протокол испытаний.

3.6. Литература1. Сви М. П. Методы и средства диагностики оборудования высокого

напряжения. М.: Энергия, 1972.

2. Трансформаторы. Доклады СИГРЭ. Под редакцией С. И. Рабиновича. М.: Энергия, 1972.

3. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. РД 34.46.302-89. М.: ВНИИЭ, 1989. - 28 с.

4. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. РД 34.46.302-89. М.: ВНИИЭ, 1989.-28 с.

20

Анализ газов, растворенных в масле 21

4. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК

4.1. Основные положенияИзмерение 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 обозна-чают R60” (рис 3.1) .

01

02

03

04

05

06

07

08

09

0

10 0

0 15 30 45 60 75t,с

R60

",МО

м

дефект отсутстует

имеется дефект

Рис. 3. 1

По методу измерения сопротивления R60” наиболее эффективно вы-являются 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;

Диагностика трансформаторов нижней фарфоровой юбки вводов и др.

По методу измерения сопротивления R60” 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 R60” позволяет выполнить лишь грубую оценку усредненного состояния изоляции, для слу-чая ее изменения, главным образом, под действием увлажнения и загрязне-ния. 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 R60” следует иметь в виду, что оно в зна-чительной 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 R60” дает представление о среднем состоянии всей изоляции, подвергнутой испытанию (т.е. о суммарном сопротивлении изоляции). Измерением сопротивления R60” 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 сопро-тивления R60” 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 R60” не всегда опреде-ляют степень увлажнения трансформатора, поэтому дополнительной харак-теристикой служит коэффициент абсорбции Кабс, который представляет собой отношение сопротивления изоляции, измеренного за 60 с, к сопротив-лению, измеренному за 15 с [Л.4]:

KR

Rаб с60

15

"

"

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

22


R3R2R1

ВННН

Рис.3. 2. Схема участков изоляции трансформатора, контролируемых при измерении сопротивления изоляции R60” обмоток

НН, ВН - обмотки трансформатора;R1, R2, R3 - сопротивления контролируемых участков

изоляции.Диэлектрическими потерями называется мощность Рд, 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:

tg

P

U I

I

Iд а

р р

,

где U - напряжение, прикладываемое к изоляции;

Iа, Iр - активная и реактивная составляющие тока через изоляцию.

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. Вели-чина tg дает усредненную объемную характеристику состояния диэлектри-ка, 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);

Диагностика трансформаторов о загрязнении изоляции; о неоднородности изоляции.

Увлажнение и другие вышеперечисленные дефекты изоляции вызывают увеличение активной составляющей тока Iа, причем она растет во много раз быстрее, чем емкостная составляющая Iр. 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 подвергает-ся этому испытанию только при подозрении на ее загрязнение, если изме-рение R60” и Кабс 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 R60” и отношения R60” / R15”

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, бакНН - ВН, бакВН, НН - бак

трехобмоточные трансформаторыВН - СН, НН, бакСН - ВН, НН, бакНН - ВН, СН, бакВН, СН - НН, бакВН, СН, НН - бак

24


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 трансфор-матора 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 пас-порте. Для ее обеспечения трансформаторы подвергаются нагреву до темпе-ратуры, 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 нагре-ву, 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 рав-ной средней температуре обмотки ВН фазы В, определяемой по сопротивле-нию обмотки постоянному току. Рекомендуется температуру обмотки вы-числять по формуле:

tR R

R235 t tX

X O

OO O

,

где Rх - измеренное значение сопротивления обмотки при темпера-

туре tx; Ro - сопротивление обмотки, измеренное на заводе при темпера-

туре to (записанной в паспорте трансформатора).Сопротивление изоляции измеряется мегомметром на напряжение

2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм.Поскольку сопротивление R60” 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 tх, отличной от температуры to, записанной в паспорте трансформатора, то фактическое (приведенное к заводской температуре) сопротивление изоляции обмоток определяется после деления измеренного сопротивления изоляции на коэффициент К2

(табл.3.1).Учитывая, что при повышении температуры на 10°С значение

сопротивления R60” увеличивается в 1,5 раза, можно определить К2 по формуле:


K 1,52 t tx o

10

Таблица 3. 1. Значения коэффициента К2 для пересчета значений R60”

Разность температур tx-to,°C

1 2 3 4 5 10 15 20 25 30

Значение К2 1,04 1,08 1,13 1,17 1,22 1,5 1,84 2,25 2,75 3,4

На результаты измерения сопротивления R60” помимо температуры также оказывает влияние значение tg масла в момент испытаний. Если на заводе применялось масло, которое при лабораторной температуре tм1 имело значение tg м1, а при последующем измерении характеристик изоляции применялось масло, имеющее при лабораторной температуре tм2 значение tg м2, то необходимо привести измеренные в лаборатории значения tg м1 и tg м2 к температурам to и tx измерения характеристик изоляции, используя табл.3.2. .

Таблица 3. 2. Значения коэффициента К3 для пересчета значений tg масла

Разность температур t,°С 1 2 3 4 5 10 15Значение К3 1,04 1,08 1,13 1,17 1,22 1,5 1,84

Разность температур t,°С 20 25 30 35 40 45 50Значение К3 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 К3 по формуле:

К 3 1

150 1

10,t tM

- значение коэффициента К3 для случая измерения характеристик изоляции на заводе;

К 3 2

150 2

10,t tM

-значение коэффициента К3 для случая послезаводских измерений характеристик изоляции обмоток.

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

tg К tgм ф м 1 3 1 1 ( )

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

26


tg К tgм ф м 2 3 1 2 ( )

Обобщающий коэффициент Км1, позволяющий учесть влияние масла при приведении значений сопротивления R60” при послезаводских испытаниях к заводским значениям определяется по формуле

Кtg

tg

tg

tgмм ф

м ф

м

м

t t t tx м м

12

1

2

1

10150 1 2

,

( ) ( )

Окончательно, фактическое сопротивление R60”ф с учетом влияния температуры и масла на результаты послезаводских измерений характеристик изоляции определяется по формуле [Л.5]

R R K Kф из м м60 60 2" " ,где R60”изм - значение сопротивления R60” при послезаводских испытаниях.

С учетом параметров, использованных выше, окончательно имеем:

R Rtg

tgф из мм

м

t t t tx м м

60 602

1

2

10150 1 2

" "

( ) ( )

,

4.3. Методика измерения tg изоляции обмотокТангенс 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 tx, отличной от температуры to, записанной в паспорте трансформатора, то фактический (приведенный к заводской температуре) tg изоляции обмоток определяется после деления измеренного tg на коэффициент К1

(табл. 3.1).

Таблица 3. 1. Значения коэффициента К1 для пересчета значений tg

Разность температур

tx-to, С1 2 3 4 5 10 15 20 25 30

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 К1 по формуле:


Kt tx o

110126

,

Таблица 3. 2. Значения коэффициента К3 для пересчета значений tg масла

Разность температур t, °С 1 2 3 4 5 10 15 Значение К3 1.04 1.08 1.13 1.17 1.22 1.5 1.84Разность температур t, °С 20 25 30 35 40 45 50Значение К3 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 tм1 имело значение tg м1, а при последующем измерении характеристик изоляции применялось масло, имеющее при лабораторной температуре tм2 значение tg м2, то необходимо привести измеренные в лаборатории значения tg м1 и tg м2 к температурам to и tx 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 К3 по формуле:

К 3 1

150 1

10,t tM

- значение коэффициента К3 для случая измерения характеристик изоляции на заводе;

К 3 2

150 2

10,t tM

- значение коэффициента К3 для случая послезаводских измерений характеристик изоляции обмоток.

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

tg K tgм ф м 1 3 1 1 ( ) ,

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

tg K tgм ф м 2 3 2 2 ( ) ,

Обобщающее вычитаемое Км2, позволяющее учесть влияние масла при приведении значений tg изоляции обмоток при послезаводских испытаниях к заводским значениям определяется по формуле:

28


K tg tg

tg tg

м м ф м ф

м ф

t t

м ф

t tx м x м 1

2 2 1

210

110

0 45

0 45 15 152

, ( )

, ( , , ),

Окончательно фактический tg изоляции обмоток с учетом влияния

температуры и масла на результаты послезаводских измерений характеристик изоляции определяется по формуле [Л.5]:

tgtg

КKиз м

м

1

20 45, .

С учетом параметров, использованных выше, окончательно имеем:

tgtg

tg tgфиз м

t t м

t t

м

t t

x o

x м x м 1

126

0 45 15 1510

210

110

2

,

, ( , , ).

4.4. ПримерИзмерение R60” производится по схеме ВН - НН, бак.Данные заводского протокола: измерено на трансформаторе при tо =

58°С сопротивление изоляции обмоток R60” = 1300 МОм; измерен в лаборатории при tм1 = 20°С тангенс угла диэлектрических потерь масла tg м1

= 0,15 % .Данные протокола испытаний на монтаже: R60”изм = 420 МОм при

температуре tx = 61 °С и tg м2 = 2,5 % при температуре tм2 = 70 °С. Расчет фактического значения сопротивления изоляции 1). Определим коэффициент К2, учитывающий влияние на

значение сопротивления изоляции обмоток различия в температурах изоляции при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

Kt tx o

210

61 58

1015 15 113

, , ,

2). Определим коэффициент Км1, учитывающий влияние на значение сопротивления изоляции обмоток различия в значениях tg масла при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

Ktg

tgмм

м

t t t tx o м м

12

1

10

61 58 20 70

10152 5

01515 2 51

1 2

,

,

,, ,

( ) ( ) ( ) ( )

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

R R K K MOмф из м м60 60 2 420 113 2 51 1191" " , ,


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 to=58°С измеренный tg изоляции обмоток составил tg = 0,7%; измеренный в лаборатории при температуре tм1 = 20°C тангенс угла диэлектрических потерь масла составил tg м1 = 0,15 %.

Данные протокола испытаний после монтажа: при температуре tх= 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 обмоток1. Определим коэффициент К1, учитывающий влияние на

значение tg изоляции обмоток различия в температурах изоляции при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

Kt tx o

110

61 58

10126 126 109

, , , .2. Определим значение вычитаемого Км2, учитывающего влияние на

значение tg изоляции обмоток различия в значениях tg масла при заводских и монтажных испытаниях характеристик изоляции:

К tg tgм м

t t

м

t tx м x м 1

2 210

110

61 70

10

61 20

10

0 45 15 15

0 45 0 40 15 015 15 0 2

2

, ( , , )

, ( , , , , ) , .

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

tgtg

KK м

120 45

0 95

1090 45 0 2 0,

,

,, , ,78%

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 R60” и R60” /R15”

Монтажные испытания и испытания после капитального ремонтаВо время монтажа и капитального ремонта возможно недопустимо

большое увлажнение изоляции обмоток. Измеренные значения R60” и R60”/ R15” являются одним из основных показателей при принятии

30


обоснованного решения о допустимости включения трансформатора в работу после монтажа и капитального ремонта без сушки.

Нормирование по допустимому значению R60” и R60”/R15”

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

Поскольку значение сопротивления R60” изоляции определяется не только состоянием изоляции трансформатора, но также его геометри-ческими размерами, количеством и видом изоляции, то при нормировании допустимых значений R60” в качестве определяющих параметров использовались напряжение и мощность трансформатора.

Допустимые значения сопротивления R60” установлены не для всех трансформаторов. Оценить состояние изоляции по допустимому значению сопротивления R60” 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 R60” обмоток трансформатора напряжением до 35 кВ включительно, залитого маслом (после монтажных работ)

Мощностьтрансформатора,

Значение R60”, МОм , при температуре обмотки, °С

кВА 10 20 30 40 50 60 70До 6300 включительно 450 300 200 130 90 60 40

10 000 и более 900 600 400 260 180 120 80

Допустимые значения отношения R60”/R15” также установлены не для всех трансформаторов. После монтажных работ оценить состояние изоляции по допустимому значению R60”/R15” 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 R60”/R15” 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 R60, МОм, при температуре обмотки, °С

(напряжение и мощность) 10 20 30 40 50 60 70До 35 кВ включительно

независимоот мощности

450 300 200 130 90 60 40


Характеристика трансформатора

Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С

(напряжение и мощность) 10 20 30 40 50 60 70110 кВ независимо

отмощности

900 600 400 260 180 120 80

Нормирование по допустимому относительному отклонению от первоначального (заводского, перед капитальным ремонтом) значения R60”

Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем сравнения результатов испытаний с первоначальными значениями. Значение сопротивления изоляции R60” 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 R60” 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 R60” и R15” 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 на-пряжений (табл.3.6) [Л.5].

Кроме того, без сравнения с паспортными значениями, следует счи-тать удовлетворительным значение tg изоляции обмоток, если он приве-ден к заводской температуре и не превышает 1 %. Очевидно, что в этом слу-чае не учитывается влияние tg масла на нормированное значение tg изо-ляции обмоток [Л.5].

32


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 70До 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)

Характеристикатрансформатора

Значения tg , %,при температуре обмотки, °С

(напряжение и мощность) 10 20 30 40 50 60 7035 кВ мощностью более

10000 кВА110-150 кВ независимо от

мощности

1,8 2,5 3,5 5,0 7,0 10,0 14

220-500 кВ независимоот 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 испытанияПолученные при междуремонтных и эксплуатационных испытаниях

значения сопротивления изоляции R60” и отношения R60”/ R15” используются в качестве одних из основных показателей при принятии обоснованного решения о возможности дальнейшей эксплуатации или проведения восстано-вительного ремонта трансформатора. В последнем случае уточняются сроки проведения ремонта.

При текущем ремонте и межремонтных испытаниях сопротивление изоляции R60” и отношение R60”/R15” не нормируются, но должны учитываться при комплексном рассмотрении результатов всех измерений изоляции и сопоставляться с ранее полученными [Л.5]. Сопоставление результатов из-мерения сопротивления изоляции R60” можно выполнить с помощью графиков. Анализ процесса изменения сопротивления рекомендуется

Диагностика трансформаторов выполнять для группы однотипных трансформаторов с указанием момента их ввода в эксплуатацию (рис.3.3).

0

200

400

600

800

1000

1200

1960 1970 1980 1990 годы

R60

",М

Ом

1

23

4

1, 2, 3, 4 - номера трансформаторовРис. 3.3

Процесс ускоренного старения можно заметить на графике, если по оси абсцисс откладывается срок службы трансформатора (рис.3.4). Все со-противления 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.

34


Рис. 3.4

4.7. Заполнение машинной формы результатов измеренийДля занесения в базу данных результатов измерений необходимо

заполнить шаблон в соответствии с правилами, приведенными в “Инструк-ции 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 кото-рой производилось измерение tg масла, и значения сопротивления изоляции R15" и R60".

Для трехобмоточного трансформатора значениями сопротивлений R15"

,и R60 и tg изоляции заполняются все строки таблицы, а для двухобмоточного - только первые три.

Значения R60", приведенного к базовой температуре измерения и к базовому значению tg масла, а также "Коэффициент абсорбции (Kабс)" вычисляются при выполнении экспертизы и заносятся в соответствующие поля формы.

4.8. Литература1. Филиппишин В.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансфор-

маторов.- 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, раз-грузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.

7. Сви П. М. Контроль изоляции высокого напряжения. - М.: Энерго-атомиздат, 1988.

8. Каганович Е. А., Райхлин И. М. Испытание трансформаторов мощностью до 6800 кВА и напряжением до 35 кВ.- М.: Энергия, 1980.

36

Измерение параметров изоляции обмоток 37

5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ МАСЛА

5.1. Основные положенияИспытание трансформаторного масла относится к категориям

контроля П, К и М (см. введение).

Минимальное пробивное напряжениеНапряжение, при котором происходит первый пробой масла, во

внимание не принимают. Пробивное напряжение определяют как среднее арифметическое шести значений напряжений [Л.1].

Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов, аппаратов и вводов устанавливается согласно табл. 5.1 [Л.3].

Таблица 4. 1

Для трансформаторов с номинальным

Наименьшее пробивное напряжение, кВ

напряжением, кВдля свежего масла

для эксплуатаци-онного масла

всех марокдо 15 кВ включительно определяется в 20свыше 15 до 35 кВ включительно соответствии с 25от 60 до 220 кВ включительно [Л.6] 35от 330 до 500 кВ включительно 45750 кВ 55

Разброс результатов при определении пробивного напряжения масла происходит в основном из-за наличия механических примесей в масле [Л.2].

Температура вспышки Допускается снижение температуры вспышки эксплуатационного

масла всех марок не более, чем на 5°С по сравнению с предыдущим анализом [Л.3].

Температура вспышки при нормальной работе трансформатора постепенно возрастает вследствие испарения легких фракций. При развитии дефекта температура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле газов, образующихся в месте дефекта. Снижение температуры вспышки бо-лее, чем на 5°С по сравнению с предыдущим испытанием масла указывает на наличие дефекта и в этом случае требуется комплексное обследование оборудования [Л.2]. Снижение температуры вспышки паров масла указывает также на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].

Растворимый шлам, механические примеси и взвешенный уголь


Растворимый шлам для силовых трансформаторов напряжением 500 кВ и выше при кислотном числе масла более 0,15 КОН для эксплуатационного масла всех марок, согласно [Л.3], должен отсутствовать.

Шлам образуется в результате старения масла. Нерастворимые компоненты шлама представляют опасность для работы твердой изоляции из-за гигроскопических осадков и образования ими проводящих мостиков. Осадки ухудшают охлаждение трансформатора, уменьшая сечение каналов охлаждения [Л.2].

Механические примеси и взвешенный уголь в процессе эксплуатации должны отсутствовать [Л.4].

Примеси появляются в масле при разрушении красок, лаков, бакелитовой и хлопчато-бумажной изоляции. Углерод образуется при работе контакторов переключающего устройства в результате горения дуги.

Содержание водорастворимых кислот и щелочейКислотное число показывает, какое количество миллиграммов едкого

калия (КОН) необходимо для нейтрализации кислот, содержащихся в одном грамме масла при его подкислении [Л.4].

Кислотное число (мГ КОН на 1 Г масла) эксплуатационного масла всех марок, должно быть не более 0,25 мГ КОН [Л.3].

Повышение кислотного числа масла указывает на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].

Содержание водорастворимых кислот и щелочей в 1 Г эксплуатационного масла всех марок [Л.3]: для трансформаторов мощностью более 630 кВА и для

маслонаполненных герметичных вводов – не более 0,014 мГ КОН, для негерметичных вводов напряжением до 500 кВ

включительно – не более 0,03 мГ КОН.Водорастворимые кислоты вызывают коррозию металлов и влияют на

старение твердой изоляции [Л.2].

ВлагосодержаниеМасло в эксплуатации проверяется на влагосодержание у трансформа-

торов с пленочной и азотной защитой. Необходимость измерения влагосо-держания масла, заливаемого в трансформаторы на напряжение 220 кВ и выше определяется заводскими инструкциями.

При периодическом контроле в эксплуатации содержание воды в масле не должно превышать 20 Г/т [Л.6].

ГазосодержаниеСогласно [Л.3] у трансформаторов с пленочной защитой масло прове-

ряется на газосодержание перед заливкой и в эксплуатации. У трансформа-торов с азотной защитой масло проверяется на газосодержание только перед заливкой.

38


Газосодержание масла перед заливкой и непосредственно после заливки должно быть не более 0.1% объема.

При периодическом контроле в эксплуатации содержания в масле воздуха не должно превышать 2% [Л.6].

Необходимо указать, что трансформаторы с силикагелевой и с азот-ной защитой не защищены от перенасыщения масла воздухом, поскольку они находятся в условиях равновесного растворения газа в масле при атмос-ферном давлении.

Нормирование газосодержания для трансформаторов с пленочной за-щитой должно обеспечить достаточную электрическую прочность и предотвращать опасное окисление масла: пузырьков), что практически обеспечивается при

содержании не более 8% воздуха в масле; в качестве нормы по условиям электрической прочности должно отсутствовать перенасыщение масла воздухом (выделение воздушных можно принять 6% от объёма;

для снижения интенсивности окисления масла, содержание воздуха в масле трансформаторов в эксплуатации не должно превышать для масел марки ГК - 2%, а для масел остальных марок - 1% объёма [Л.5].

Тангенс угла диэлектрических потерь маслаУвеличение tg масла без снижения его электрической прочности не

представляет непосредственной угрозы для работы трансформатора.Однако, в этом случае для выявления дефектов в твердой изоляции

по результатам измерения tg изоляции обмоток необходим пересчет, учитывающий изменение tg масла, что позволяет при профилактических испытаниях выявлять дефекты в твердой изоляции, например, ее увлажнение.

Браковочный норматив по tg эксплуатационного масла всех марок, измеренный при t=70°С, для силовых трансформаторов: на напряжение до 220 кВ включительно – не более 7%; на напряжение 300 – 500 кВ – не более 5%; на напряжение 750 кВ – не более 2%.


заполнить шаблон в соответствии с правилами, приведенными в “Инструкции пользователя”. Форма шаблона приводится ниже:


5.3. Литература1. Справочник по наладке электроустановок и электроавтоматики.

Киев: “Наукова Думка”, 1972.

2. Цирель Я.А., Поляков В.С. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и электросетях. Л.: Энергоатомиздат, 1985.

3. Нормы испытания электрооборудования. М., 1978.

4. Аншин В.Ш., Худяков З.И. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. М.: “Высшая школа”, 1985.

5. Фарбман С.А., Бун А.Ю. Ремонт и модернизация трансформаторов. М.–Л.: “Энергия”, 1966.

6. РД 16.363-87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.

7. К вопросу о нормировании содержания воздуха в масле транс-форматоров. Ванин Б.В. и др., “Электрические станции”, 1994, №6, С. 55.

40


8. Алексенко Г. В., Ашрятов А. К., Фрид Е. С. Испытания высоко-вольтных и мощных трансформаторов и автотрансформаторов, ч. 2, М.-Л., Госэнергоиздат, 1962.


6. ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЙ ОБМОТОК ПОСТОЯННОМУ ТОКУ

6.1. Основные положенияИзмерение сопротивления обмоток постоянному току относится к

категориям контроля П и К (см. введение). Оно входит в обязательный объем заводских контрольных испытаний каждого трансформатора. Кроме того, при поступлении информации о неисправности трансформатора от средств непрерывного контроля или средств периодического контроля, выполняемого без отключения трансформатора, в ряде случаев выполняют измерение сопротивления обмоток постоянному току для уточнения характера и места дефекта.

Эти измерения позволяют проверить [Л.1]: качество соединений и паек, имеющихся в обмотках; качество контактов в переключателях; отсутствие обрывов, правильность числа параллелей

(отсутствие обрывов одной или нескольких параллелей в обмотках, намотанных из нескольких параллельных проводников);

соответствие расчетной записке сечения и удельного сопротивления проводников.

Кроме этого, определение действительного сопротивления обмоток дает возможность вычислить потери трансформатора, привести потери, измеренные при опыте короткого замыкания, к номинальной температуре обмотки, а также найти добавочные потери, которые могут быть определены только вычислением при условии, если известны сопротивления обмоток.

6.2. Методика измерения сопротивления обмоток постоянному току

Нормы [Л.2] устанавливают основные требования к измерению сопротивления обмоток постоянному току при приемосдаточных испытаниях и при испытаниях после капитального ремонта:“Измерение производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемка активной части. Значения сопротивлений не должны отличаться более чем на 2 % от значения сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных испытаний, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора”.

Другой документ [Л.3] уточняет, что "Величины сопротивлений трехфазных трансформаторов, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре не должны отличаться друг

42

Физико-химический анализ масла 43

от друга более, чем на 2 %. Если в паспорте трансформатора из-за конструктивных особенностей есть запись о расхождении более 2 %, то необходимо руководствоваться величиной расхождения, указанной в паспорте. Полученные величины сопротивлений однофазных трансфор-маторов не должны отличаться более чем на 5 % от значений, указанных в паспорте трансформатора".

Из всех методов измерения сопротивлений обмоток в практике отечественных испытательных станций при испытании мощных трансформаторов нашли применение следующие два метода: измерение сопротивления методом вольтметра-амперметра; мостовой метод измерения сопротивлений.

Поскольку определяются малые относительные изменения контролируемого параметра (порядка 2 %), то требуется свести к минимуму возможные погрешности метода.

Погрешности вызваны: влиянием внутренних сопротивлений приборов и их

погрешностей; влиянием переходного контакта в месте подключения

прибора к обмотке; различием в температурах сопротивлений обмоток.

При измерении сопротивления обмоток методом амперметра-вольтметра приборы должны быть класса точности 0,5 и 0,2. Определять весьма малые сопротивления обмотки НН, когда требуется обеспечить высокую точность измерений до 0,00001 Ом, можно мостовым методом [Л.1].

При подключении проводов к измеряемому сопротивлению должно быть обеспечено высокое качество контактов. Контакты должны быть надежными, плоскими, а поверхности их - чистыми от жира, ржавчины и краски. Плохой контакт может дать дополнительное сопротивление порядка 0,001 Ом. Если измеряемое сопротивление, например обмотки НН мощного трансформатора, составляет 0,003 - 0,004 Ом, то наличие такого контакта может исказить результаты измерений на 25 - 30 % [Л.1].

За температуру обмотки трансформатора, находящегося в течение достаточно длительного времени в отключенном состоянии в условиях окружающей среды с практически неизменной температурой, предлагается принимать температуру окружающей среды - воздуха.

За температуру обмотки длительно отключенного трансформатора во всех случаях допускается принимать температуру верхних слоев масла в трансформаторе [Л.1].

Пересчет сопротивлений обмоток с одной температуры (t1) на другую (t2) может быть произведен по выражениям:

R Rt

t2 12

1

235

235

(для меди);


R Rt

t2 12

1

245

245

(для алюминия).

Обычно сопротивления обмоток приводят к расчетной температуре (75°С или 20°С) или к температуре заводских испытаний.

Измерение сопротивлений производят на всех обмотках и всех ступенях регулирования [Л.1].

Измеряют линейные сопротивления (между линейными вводами) для всех доступных ответвлений обмоток всех фаз. При наличии нулевого ввода измеряют дополнительно одно из фазных сопротивлений (между нулевым и одним из линейных вводов).

При доступности нулевого ввода вместо измерения линейных сопротивлений допускается измерение фазных сопротивлений, но при условии, что сопротивление нулевого ввода не превышает 2 % фазного сопротивления обмотки. В этом случае сопротивление цепи нулевого ввода может быть определено дополнительным измерением одного из линейных сопротивлений.

У трансформаторов с параллельными ветвями обмотки ВН, выведенными на крышку, следует измерить сопротивление каждой ветви.

6.3. Оценка состояния трансформатора по результатам измерения сопротивления обмоток постоянному току

Монтажные испытания и испытания после капитального ремонтаИзмерение сопротивления обмоток постоянному току производится в

обязательном порядке после монтажа и капитального ремонта трансформатора. Наиболее вероятными дефектами являются плохой контакт в переключающем устройстве и неправильное присоединение отводов к переключающему устройству. В результатах измерения сопротивления обмоток постоянному току при этих дефектах наблюдается значительный разброс показаний на разных ступенях переключающего устройства [Л.4].

Наиболее частым дефектом является плохой контакт в переключающем устройстве. Этот дефект может быть обнаружен только при измерении сопротивления. Были случаи, когда при определении коэффициента трансформации и при ряде других измерений этот дефект не был обнаружен и только измерением сопротивления удавалось его установить [Л.1].

Неправильное присоединение отводов к переключающему устройству наблюдается при испытаниях после ремонта [Л.4].

На работающем трансформаторе такого дефекта не бывает.При отсутствии дефекта должна соблюдаться одинаковая для всех

фаз и соответствующая положениям переключателя закономерность изменения сопротивления постоянному току в различных положениях

44


переключателя. Особое внимание следует обратить на закономерность изменения сопротивления по отпайкам у трансформаторов с РПН, где встречаются нарушения закономерности из-за неправильного сочленения валов переключателя и привода, неправильной работы привода, а также ошибочного присоединения отпаек обмоток к переключающему устройству.

Эксплуатационные испытанияВ эксплуатации измерение сопротивления обмоток постоянному току

производится для уточнения характера и места дефекта, обнаруженного другими средствами контроля. К ним могут быть отнесены следующие приборы непрерывного контроля [Л.5]: датчики концентрации характерных газов (водород или

сумма горючих газов); датчики измерения сопротивления КЗ; термосигнализаторы; счетчики КЗ; газовое реле; устройства контроля перегрузки.

В ряде случаев измерение сопротивления обмоток постоянному току выполняют, если на наличие дефекта указывают следующие средства периодического контроля, осуществляемого на работающем транс-форматоре: хроматографический анализ растворенных в масле газов; физико-химический анализ масла; тепловизионный контроль; осмотр и проверка РПН.

Наиболее часто встречаются следующие дефекты: плохой контакт в местах соединения между собой

токоведущих частей обмоток, отводов, переключающих устройств, вводов;

плохая пайка в местах соединения токоведущих частей; обрыв в цепи обмотки, особенно в параллельных проводах

обмотки; межвитковое замыкание, особенно при перемыкании

витков через большое сопротивление.Результаты испытаний указывают на наличие дефекта, если разница

в показаниях сопротивлений обмоток отдельных фаз больше, чем 2-3 %.Ниже приводятся некоторые рекомендации по уточнению вида

дефекта с помощью измерения сопротивления обмоток постоянному току [Л.1].

Если соединения отдельных катушек в какой-либо фазе или какая-нибудь пайка выполнены плохо, то сопротивление получится выше, чем на других фазах.

Плохой контакт в переключающем устройстве может быть обнаружен, если при измерении сопротивления наблюдаются большие

Диагностика трансформаторов колебания тока, проходящего через амперметр. Сопротивление, вычисленное по результатам испытаний, в этом случае будет во много раз превышать ожидаемое.

Если вся обмотка намотана проводами другого сечения, то сопротивление изменится в ту или другую сторону в зависимости от того, увеличено или уменьшено сечение проводов.

При выполнении обмотки несколькими параллельными проводами, измерение ее сопротивления позволяет установить наличие обрыва в одном из параллельных проводов. Измеренное сопротивление обмотки дефектной фазы при этом будет больше чем других фаз. Покажем это на примере.

6.4. Пример расчета Сопротивление обмотки каждой из двух здоровых фаз 0,010 Ом.

Сопротивление дефектной фазы 0,01222 Ом, т.е. на 22 % больше. Общее количество параллельных проводов равно 11. Обозначив число оставшихся параллельных проводов на дефектной фазе через Х, можно получить следующее равенство:

0 01222

110 010

,,

X

откуда

т.е. обломанных проводов будет: 11 – 9 = 2.С помощью небольших дополнительных измерений и расчетов

можно определить фазные сопротивления обмоток трансформатора, соединенных в треугольник, когда возможно измерение только линейных сопротивлений [Л.1].


заполнить шаблон в соответствии с правилами, приведенными в “Инструкции пользователя”. Форма шаблона приводится ниже.

Обязательно заполняется "Дата проведения измерения".Форма имеет три вкладки. Каждая вкладка предназначена для ввода

значений линейных сопротивлений одной из обмоток. Перейти на нужную вкладку можно указав ее мышью.

Для однофазного трансформатора значения вводят только в первый столбец таблицы, а для трехфазного - все три.

Пользователь вводит также "Фамилию, проводившего измерения".

46


6.6. Литература1. Алексенко Г. В., Ашрятов А. К., Фрид Е. С. Испытания высоко-

вольтных и мощных трансформаторов и автотрансформаторов, ч. 1, М.-Л., Госэнергоиздат, 1962.

2. Нормы испытания электрооборудования. - М.: Атомиздат, 1978.

3. РД 16.363-87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, раз-грузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.

4. Фарбман С. А. и др. Ремонт и модернизация трансформаторов.-М.: "Энергия", 1976.

5. Алексеев Б. А., Несвижский Е. И. Система контроля и диагностики состояния трансформаторов // Электрические станции, № 3. - С. 48.


7. ИЗМЕРЕНИЕ ПОТЕРЬ ХОЛОСТОГО ХОДА

7.1. Основные положенияИзмерение потерь холостого хода относится к категориям контроля П,

К и М (см. введение).Образование токопроводящих замкнутых контуров вокруг

основного магнитного потока или его части вызывает местные нагревы, а в ряде случаев и искрения.

При нарушении межлистовой изоляции пластин магнитопровода, а также при замыкании этих пластин токопроводящими частицами или предметами, в магнитопроводе возникает короткозамкнутый контур для вихревых токов. Эти токи вызывают местный нагрев магнитопровода, чем ускоряют дальнейшее разрушение изоляции пластин. Развитие процесса может привести к “пожару в стали” и повреждению трансформатора (рис.6.1).

При нарушении изоляции металличес-ких элементов крепле-ния активной части трансформатора и (или) неправильном выпол-нении заземления эле-ментов трансфор-матора возникает замкнутый токопрово-дящий контур вокруг основного магнитного потока. В этом случае в местах неплотного контакта между собой элементов этого конту-ра могут возникнуть местные нагревы и ис-крения.

Замыкание между витками обмоток, если оно является коротким, вызывает интенсивное выделение тепловой энергии и быстрое срабатывание

Рис. 6.1. ”Пожар в стали” магнитопровода

48

Измерение сопротивлений обмоток постоянному току 49

защиты трансформатора, действующей на его отключение. При перемыкании проводов в многопараллельных обмотках, а также при замыкании между витками обмоток через повышенное переходное сопротивление, наблюдается местный нагрев обмоток, который с течением времени приводит к разрушению изоляции и в конечном итоге - к короткому витковому замыканию.

Все вышеперечисленные дефекты, связанные с образованием токопроводящих замкнутых контуров вокруг основного магнитного потока или его части, вызывают увеличение потерь ХХ.

В трехфазном трансформаторе при измерении потерь ХХ проводят три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем замыкания накоротко одной из его фаз и возбуждения двух других. Замыкание накоротко одной из его фаз (или, что то же, закорачивание одной из его обмоток) делается для того, чтобы не иметь магнитного потока в этой фазе, а следовательно, не иметь в ней никаких потерь.

Например, если накоротко замкнуть фазу c и подавать напряжение на фазы a и b обмотки НН, то измеряемые потери будут характеризовать потерю энергии на возбуждение фаз a и b (рис.6.2). Обозначим эти потери с учетом замыкаемой фазы, как PC. При отсутствии дефектов в трансформаторе потери РА и РС, измеренные при последовательном замыкании накоротко крайних фаз a и c, будут практически одинаковые (отличие не более 2 - 3 %), а потери РВ, измеренные при замыкании средней фазы b, будут превышать потери РА или РС на 35 - 40 % [Л.1]. Это объясняется различной длиной пути замыкания магнитного потока при возбуждении трансформатора по указанным схемам измерения. Зная потери в разных фазах можно сравнить их и убедиться, что трансформатор имеет правильное соотношение потерь и не имеет дефектов.

При возникновении какого-либо короткозамкнутого витка вокруг основного магнитного потока 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. Эта закономерность используется для выявления дефектной фазы [Л.2].

Вышеперечисленные дефекты могут возникнуть при монтаже или капитальном ремонте трансформатора. Поэтому в нормативных документах [Л.3] предлагается измерять потери ХХ при приемосдаточных испытаниях и после капитального ремонта.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.


а

Закорочена фаза C

**

вWА

c

V~

0

С

В

А

Закорочена фаза A

**

в

WА

а

c

V~

0

С

В

А

0

Закорочена фаза B

**

в

W

а

c

V~

С

В

А

А

Рис. 6. 2. Измерение потерь ХХ при малом возбуждении с последовательным закорачиванием фаз

Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

Предположения о дефекте отвергаются, если выполняются ниже перечисленные условия [Л.2]: Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ

включительно измеренные потери для каждой из схем не отличаются более чем на 10 % значений, полученных при изготовлении. Отношение потерь, измеренных при поочередном закорачивании фаз a и с (РА/РС), а

50


также отношение этих потерь к потерям, полученным при закорачивании фазы b (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 отличаются более чем на 10 % от потерь, измеренных при изготовлении трансформаторов.

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

7.2. Методика измеренияИзмерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и

более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Для рассматриваемого метода оно обычно составляет 5-10% номинального. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе [Л.3].

Перед испытанием трансформатор должен быть надежно заземлен.Замыкание накоротко одной фазы можно производить на любой

обмотке трансформатора, т.е. на обмотке, к которой подводят напряжение при опыте ХХ, или другой, разомкнутой обмотке (рис.6.2); при этом руководствуются действительной схемой соединения обмоток трансформатора.

При измерении обычно подводят напряжение к двум фазам обмотки НН, а третью - закорачивают накоротко, добиваясь таким образом большего возбуждения магнитной системы. Опыт холостого хода обычно производят со стороны обмотки НН, так как измерение напряжения, тока и мощности легче производить при более низком напряжении.

Перед измерениями при малом напряжении ГОСТ 3484-77 предусматривает необходимость снятия остаточного намагничивания магнитной системы трансформатора, если перед этими измерениями производились работы, связанные с протеканием по обмоткам постоянного или переменного тока, а также если при отключении возбуждение трансформатора значительно (в 2 раза и более) превышало напряжение при котором производят измерения. Методы снятия остаточного намагничивания устанавливает ГОСТ 3484-77.

Вольтметр и ваттметр для измерений по возможности следует применять класса 0,2.

При испытании измеряют подводимое напряжение и суммарную мощность, потребляемую испытуемым трансформатором и измерительными приборами. Затем определяют мощность, потребляемую измерительными

Диагностика трансформаторов приборами (Рпр), путем измерения или расчета. Измерение потерь в приборах производят по той же схеме, что и при измерении суммарных потерь (Pизм), но при отключенном трансформаторе (рис 6.3), при одинаковом показании вольтметра (V).

V

WA

*

*

Рис. 6. 3. Схема измерения потерь в приборах

Потребление приборов можно определить также по формуле

PU

R

U

Rпv w

р 2 2

,

где U - подводимое переменное напряжение, В;Rv - сопротивление вольтметра, Ом;Rw - сопротивление обмотки напряжения ваттметра, Ом.Потери в испытуемом трансформаторе вычисляют по формуле:

P P Pиз м п р .Приведенные к номинальному напряжению потери определяются по

формулам:- в случае соединения возбуждаемой обмотки в треугольник

P PU

Uп ивн

n

р ,

- в случае соединения возбуждаемой обмотки в звезду

,

2

U3

UPP н

прив

n

где Uн - номинальное напряжение обмотки трансформатора, кВ;U - значение приложенного напряжения, кВ;n - показатель степени, зависящий от характеристик электротех-

нической стали, из которой собран магнитопровод.Обычно n имеет следующие приближенные значения при

возбуждении трансформатора напряжением 5-10% номинального:n=1,8 - для горячекатанной стали;

n=1,9 - для холоднокатанной стали.

Значение n может быть определено по формуле [Л4]

52


,lg

lg0

0

U

UP

P

nн

н

где P0н - потери холостого хода, соответствующие номинальным условиям, по данным заводских испытаний, Вт;

P0'' - потери холостого хода, измеренные при одном из значений

подводимого напряжения в пределах 5-10% номинального (при заведомо исправном состоянии трансформатора), Вт.

Если подводимое напряжение менее 5% номинального, то для приведения потерь показатель степени n следует определять по данной формуле.

При пофазном измерении каждая фаза участвует в измерениях дваж-ды, поэтому общие потери трансформатора составят:

PP P PA B C

2

.

7.3. ПримерДан следующий трансформатор:

Тип . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ТДТНГ-60000/110Номинальные мощности обмоток

60000/60000/60000 кВА

Номинальные напряжения . . . . . 12100022,5% / 3850022,5% / 10500 В

Номинальные токи . . . . . . . . . . . 287,0 / 900,0 / 3300 АСхема и группа обмоток . . . . . . . У0/У0/Д-0-11

Потери холостого хода при заводских испытаниях P0 = 149,5 кВт.Магнитопровод трансформатора изготовлен из горячекатанной стали

толщиной листа 0,35 мм. Измерения производились пофазно.Результаты даны в табл. 7.1.

Таблица 7.1Подано напря-

жение на фазы

Замкнута фаза

Напря-жение, В

Ток, А Потери, ВтПриве-денные потери,

кВтa - b c 525 3,5 428 89,64b - c a 525 3,5 428 89,64a - c b 525 4,8 574 121,7

Все измерения производились при частоте 50 Гц.Напряжение (525 В) составляет 5% от номинального.Потери в приборах составили 20 Вт.


Потери, приведенные к номинальному напряжению обмотки НН:Pприв.С = Pприв.A =(428 - 20) (10500 / 525)1,8 = 89,64 кВтPприв.B = (554 - 20) (10500 / 525)1,8 = 121,7 кВтP0 прив = (Pприв.С + Pприв.B + Pприв.A) / 2 = (89,64 + 89,64 + 121,7) / 2 = 150,5 кВт,что 0,5% больше заводских потерь холостого хода.

Потери Pприв.С и Pприв.A равны между собой, а Pприв.B больше потерь Pприв.С

и Pприв.A:

.358,164,89

7,121

P

P

P

P

C

B

A

B

Все это указывает, что трансформатор вполне исправен и не имеет дефектов.



Обязательно нужно ввести "Дату проведения испытания" и указать "Вид испытания".

Форма имеет три вкладки: "Потери", "Приборы" и "Примечание". Перейти на нужную вкладку можно указав ее мышью.

54


В первой вкладке пользователем вводятся "Напряжения", "Токи" и "Измеренные потери" для каждого из трех опытов. Для однофазных трансформаторов заполняется только первый столбец таблицы. Если мощность, потребляемая приборами измерялась во время опытов, то ее значения тоже заносятся в поля формы, а если из паспортов приборов известны их сопротивления, то потери в приборах будут вычислены во время проведения экспертизы и результаты занесены в поля формы.

Экспертиза вычисляет также "Потери, приведенные к номинальному напряжению" и "Отличия приведенных потерь от базовых значений" для каждого опыта. Кроме этого, вычисляются "Общие потери холостого хода во всех фазах трансформатора при данном напряжении", "Общие потери холостого хода во всех фазах трансформатора приведенные к номинальному напряжению" и "Отличие общих приведенных потерь холостого хода от базовых потерь холостого хода при номинальном напряжении".

За базовые значения берутся данные из самого раннего по дате измерения потерь холостого хода для этого трансформатора.

Во второй вкладке вводятся номера используемых приборов и если нужно вычислять потери в приборах, то "Сопротивление вольтметра" и "Сопротивление обмотки напряжения ваттметра".

В примечания можно ввести любой текст.

7.5. Литература1. Каганович Е. А., Райхман И. М. Испытание трансформаторов мощ-

ностью до 6300 кВА и напряжением до 35 кВ. - М.: Энергия, 1980.

2. Филиппишин В. Я., Туткевич А. С. Монтаж силовых транс-форматоров.- М.: Энергоиздат, 1981.

3. Объем и нормы испытаний электрооборудования / Под общей редакцией Б. А. Алексеева, Ф. Л. Когана, Л. Г. Мамиконянца. - 6-е изд. - М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 256 с.

4. Алексенко Г. В., Ашрятов А. К., Фрид Е. С. Испытание высоковольтных и мощных трансформаторов и автотрансформаторов, часть 1. - М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962. - 672 с.

5. Нормы испытания электрооборудования. Под общей редакцией С.Г.Королева.- 5-е издание. - М.: Атомиздат, 1978.


8. ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЙ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

8.1. Основные положенияИзмерение сопротивлений короткого замыкания относится к

категориям контроля П, К и М (см. введение).Нарушение геометрии обмоток силового трансформатора в результате

механических воздействий при протекании больших токов или нарушения механизма прессовки является серьезным дефектом, приводящим к отказам из-за витковых замыканий или потери устойчивости обмотки.

При протекании по обмоткам трансформатора больших токов (например, токов внешних КЗ) возникают электродинамические силы, которые могут вызвать деформацию отдельных проводников, катушек или всей обмотки (рис. 7.1). Вероятность повреждений при таких воздействиях зависит не только от значения тока, но и от числа внешних КЗ, создавших броски тока через трансформатор. Ослабление усилий прессовки приводит к

Рис. 7.1. . Пример деформации обмотки

56

Измерение потерь холостого хода 57

повышенным вибрациям обмотки и как следствие к витковым замыканиям из-за истирания изоляции [Л.1].

К числу опасных дефектов относятся осевые смещения отдельных катушек и радиальные их деформации. Более 80% повреждений мощных трансформаторов при коротких замыканиях связано с потерей радиальной устойчивости обмоток. Важно установить именно начальные деформации обмоток, чтобы своевременно предотвратить аварийный выход трансформатора из строя с разрушениями, значительно удорожающими ремонт и затрудняющими определение причины аварии. Основным параметром, характеризующим деформацию обмоток, является сопротивление КЗ трансформатора Zк. По изменению Zк можно определить степень деформации обмоток. Допустимое изменение Zк зависит от конструкции и технологии изготовления обмоток. Периодическое измерение позволит своевременно выявить повреждение трансформатора и вывести его в ремонт.

Рекомендуется [Л.2]:1. Выполнять измерение Zк на всех трансформаторах и автотрансфор-

маторах мощностью 63 МВА и более, класса напряжения 110 кВ и выше: перед вводом в эксплуатацию; при капитальных ремонтах; после протекания через трансформатор токов 0.7 и более

расчетного тока КЗ трансформатора.2. Сравнить измеренные значения Zк с базовыми. В качестве базового

значения Zк следует принимать значение, измеренное на местах установки при вводе трансформаторов в эксплуатацию, а при его отсутствии - значение Zк, вычисленное по паспортным значениям напряжения КЗ (Uк), %.

8.2. Методика измеренияМетод короткого замыкания основан на измерении тока через одну из

обмоток трансформатора при замыкании выводов другой обмотки. Измерение производится при низком напряжении промышленной частоты. По результатам измерения рассчитывается значение сопротивления короткого замыкания Zк.

Следует отметить, что значение Zк не зависит от величины напряжения, но может существенно различаться в зависимости от способа его подачи [Л.3].

При проведении измерений необходимо учитывать следующее:1. Измерение Zк производится с использованием амперметров и

вольтметров, включенных в измерительную схему, на отключенном и полностью расшинованном трансформаторе. Напряжение питающей сети - 380 В, класс точности применяемых приборов не ниже 0,5. Можно использовать при проведении измерений комплект приборов К505 или К50. В случае отсутствия измерительных комплектов К505 или К50 измерения

Диагностика трансформаторов можно производить, имея один амперметр и один вольтметр, путем поочердного подключения их к фазам (после отключения напряжения питания).

2. Измерения Zк трехфазных трансформаторов необходимо производить со стороны обмотки, соединенной в “звезду” и имеющей нулевой провод (рис.7.2).

3. При измерениях напряжение следует подать на все три фазы, измерение тока и напряжения производить пофазно с обязательным использованием нулевого провода. При всех измерениях сопротивления КЗ “треугольник” на обмотках НН должен быть собран.

4. Необходимое значение тока для проведения измерений следует определять, исходя из обеспечения нормального отсчета показаний по приборам (амперметру и вольтметру), стрелка приборов должна быть на второй половине шкалы. Значение Zк определяются по формуле:

ZU

Iк ,Ом

5. Сечение закоротки, устанавливаемой на выводах, должно состав-лять не менее 30% сечения проводов обмотки трансформатора. Сечение проводов обмотки следует определять по значению ее номинального тока, исходя из средней плотности тока в обмотке, равной 3 А/мм2. Все присоединения питающих проводов и закоротки должны быть выполнены “под болт”. При использовании в качестве закоротки алюминиевых проводов (шин) их сечение должно быть увеличено по сравнению с медными на 30%. Длина закоротки должны быть минимальной.

6. Паспортное значение Zкп вычисляется по формуле:

ZU U

Iк пн о м к

н о м

100 ,Ом

где Uном - номинальное фазное напряжение питаемой обмотки, В;Uк - напряжение КЗ для рассматриваемой пары обмоток,

указанное в паспорте, %;Iном - номинальный фазный ток питаемой обмотки, А.

C

B

А

V

А

c

b

а

Рис. 7.2. . Схема измерений

58


7. В целях более полного контроля состояния трансформатора, измерения Zк следует производить на трех ступенях регулирования напряжения: номинальной и двух крайних. Номинальный ток ответвления обмотки (I’ном) при необходимости определяется по формуле

IS

Uн о м

н о м

н о м3,

где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА;Uном - номинальное линейное напряжение ответвления обмотки,

кВ.8. При измерении необходимо фиксировать частоту питающей сети.

Если при измерениях частота сети (f) отличалась от номинальной (50 Гц), измеренные значения Z’к необходимо привести к номинальной частоте по формуле:

ZZ

fкк

50.

9. Оценку состояния обмоток трансформатора производить путем сравнения значений Zк по фазам с данными произведенных ранее на месте измерений или при их отсутствии с паспортными данными. Изменение Zк

подсчитывается по формуле:

ZZ Z

Zкк к б

к б

100,

где Zкб - базовое значение сопротивления КЗ, по отношению к которому определяется отклонение Zк.

Значение Zк 3% указывает на наличие в обмотках недопустимых деформаций. При сравнении с паспортными данными за начальное значение Zк, указывающее на деформацию обмоток, необходимо принимать 5%, так как по данным заводских измерений сопротивления отдельных фаз трансформаторов могут отличаться на значение до 2%.

Для трехобмоточных трансформаторов при деформации средней по расположению обмотки знак Zк положительный при измерении Zк пары, где средняя обмотка является внутренней, и отрицательный при измерении Zк пары, где средняя обмотка является наружной.

8.3. ПримерыПри контроле трансформатора ТДЦТГ-240000/330/150 выявлены

изменения Zк, показывающие наличие деформации обмоток (табл.7.1) [Л.1].


Изменение Zк между обмотками ВН и СН несущественно, оно ниже точности измерений. Значимы изменения Zк между обмотками ВН-НН и СН-НН, причем для обмотки СН, которая ближе к обмотке НН, изменения Zк

больше.

Таблица 7. 1

Схема измерения

Фаза Zк, Ом Zкб, Ом Zк,%

А 50.3 - 0,98ВН - СН В 50.7 50.8 - 0.20

С 50.5 - 0.59А 161 - 0,62

ВН - НН В 171 162 5.56С 170 4.95А 24.1 1,3

СН - НН В 26.9 23.8 13.0С 26.3 10.5

Диагноз: деформация обмотки НН фаз В и С.

Результаты измерений на трансформаторе АТДЦТН -25000/330/110 показали, что имеются существенные изменения Zк, причем наибольшая несимметрия по фазам выявлена в схемах измерений с участием обмотки СН.

Таблица 7. 2

Схема измерения

Фаза Zк, Ом Zкб, Ом Zк,%

A 86,3 3,5ВН - СН B 88,1 83,4 5,6

C 90,6 8,6A 272 - 4,9

ВН - НН B 277 286 - 3,1C 272 - 4,9A 22,0 - 3,1

СН - НН B 22,0 22,7 - 3,1C 21,0 - 7,5A 12,9 - 5,1

СН - РО B 12,7 13,6 - 6,6C 12,2 - 10,3

60


Дополнительный контроль показал наибольшие изменения Zк между регулировочной обмоткой и обмоткой СН (СН - РО). Положительные значения изменений Zк должны соответствовать деформациям, увеличивающим расстояние между соответствующими обмотками; отрицательные - их сближению. Знаки изменений Zк соответствуют вза-имному расположению обмоток в диагностируемом трансформаторе.

Диагноз: деформация обмотки СН, особенно на фазе С.

8.4. РекомендацииНастоящие рекомендации основаны на опыте выявления дефор-

мируемых обмоток трансформаторов 125 - 1000 МВА за последние 10 лет в энергосистемах Украины и России. Наиболее нестойкими к эксплуатационным сквозным КЗ являются трансформаторы напряжением 220 кВ и выше.

Для трехфазных трансформаторов трактовку результатов измерений начинать со сравнения значений Zк между фазами для каждого режима. Расхождение между фазами, превышающее 3%, следует считать опасным примерно в той же мере, как увеличение Zк на 3% при сравнении с предыдущим измерением. Сравнение между фазами выполнять сразу, непосредственно на месте измерения. При Zк > 3% (между фазами) дважды повторить каждое измерение для повышения достоверности и точности результата.

Для повышающих трансформаторов с двойной концентрической обмоткой ВН (расположение обмоток ВН2-НН-ВН1) опасное значение Zк

примерно в 2 раза меньше, чем при обычном расположении обмоток. Поэтому для них измерения Zк следует проводить особенно тщательно. К таким трансформаторам относится, например, ТДЦ-400000/330.

Сильные механические деформации вызывают электрические повреждения обмоток. Поэтому при Zк > 10% и особенно 15% следует повторить не только измерения Zк, но и другие электрические измерения (сопротивления обмоток, сопротивления изоляции).



Обязательно нужно ввести дату измерения.Для трехобмоточного трансформатора пользователем вводятся

значения напряжения измерения (U) и измеренного тока (I) для всех трех схем (ВН-НН, СН-НН и ВН-СН). Для двухобмоточного значения напряжения и тока вводятся только для первой схемы измерения (ВН-НН).

Для трехфазного трансформатора заполняются по три строки на схему, а для однофазного - строка, соответствующая фазе А.


Сопротивление короткого замыкания (Zк) вычисляется во время проведения экспертизы и заносится в поля формы.

8.6. Особенности алгоритмаДля учета возможных неточностей измерений с целью получения

достоверного результата в алгоритме предусмотрена возможность корректировки браковочного норматива по сопротивлению короткого замыкания. В качестве начального берется значение 3(5)% для всех возможных сочетаний обмоток. В случае, если Zк по абсолютной величине превосходит браковочный норматив для всех пар обмоток, то в алгоритме предусмотрено его увеличение с шагом 0.5% до тех пор, пока хотя бы одно из обмоточных сочетаний этому нормативу не будет удовлетворять.

62


8.7. Литература1. Сви П. М. Методы и средства диагностики оборудования высокого

напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.

2. Эксплуатационный фомуляр Ц-02-88(Э). Об измерениях сопротив-ления КЗ трансформаторов. 1987. - 10 с.

3. Соколов В. В., Цурпал С. В., Конов Ю. С., Короленко В. В. Определение деформаций обмоток крупных силовых трансформа-торов. Электрические станции, 1988, N 6. - С. 52-56.

4. Голоднов Ю. М. Контроль за состоянием трансформаторов. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 88 с.


9. ПРОВЕРКА КОЭФФИЦИЕНТА ТРАНСФОРМАЦИИ

9.1. Основные положенияПроверка коэффициента трансформации относится к категориям

контроля П и К (см. введение).Коэффициентом трансформации (К) называется отношение

напряжения обмотки ВН к напряжению обмотки НН при холостом ходе.Для случая холостого хода активное и реактивное падение

напряжения в питаемой обмотке крайне незначительны, и можно считать с достаточной степенью точности, что э. д. с. обмотки равна приложенному напряжению; тогда коэффициентом трансформации определяется как:

HH

BH

HH

BH

HH

BH

HH

BH

f

f

E

E

U

UК

8

8

1044,4

1044,4.

Следовательно, определением коэффициента трансформации проверяется правильность числа витков обмоток трансформатора.

Коэффициентом трансформации определяют на всех регулировочных ответвлениях обмоток и на всех фазах.

9.2. Методика проверкиРассматривается метод двух вольтметров. На вводы обмотки НН трансформатора подают напряжение

переменного тока обычно 100—400 В. Если трансформатор трехфазный, подают симметричное напряжение на все три фазы.

Схема измерения коэффициента трансформации трехфазного двухобмоточного трансформатора методом двух вольтметров показана на рис. 8.1.

С помощью вольтметров V1 и V2 с переключателями измеряют напряжения на сторонах ВН и НН на всех ступенях напряжения, а затем определяют коэффициент трансформации для всех фаз и ступеней.

Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений.

При определении коэффициента трансформации с питанием от отдельного генератора напряжение устанавливается плавным подъемом до нужной величины. После того как будет точно установлено напряжение на обмотке НН, производят отсчет напряжения и на обмотке ВН. При измерении больших величин коэффициента трансформации (порядка 30 и более) для вольтметра обмотки ВН применяют добавочное сопротивление или трансформатор напряжения нужного класса точности (0.2-0.1).

При испытании трехфазных трансформаторов одновременно измеряют линейные напряжения на обеих проверяемых обмотках.

64

Измерение сопротивлений короткого замыкания 65

9.3. НормыКоэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора

в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.

Рис. 8.1. Схема измерения коэффициента трансформации



~3

V1

С

B

А

сbа

V2


Обязательно надо ввести дату измерения. Диалоговая форма имеет три вкладки. Первая вкладка служит для

занесения измеренных напряжений при всех возможных положениях переключателя РПН (максимум 21 положение).

Вторая вкладка служит для занесения измеренных напряжений при всех возможных положениях переключателя ПБВ (максимум 5 положений).

В таблицах вкладок значения измеренных напряжений (в вольтах) заполняются в колонки A-B, Am-Bm, B-C, Bm-Cm, A-C, Am-Cm или Am-Bm, a-b, Bm-Cm, b-c, Am-Cm, a-c. Каждая строка соответствует одному положению переключателя. Для однофазного трансформатора во вкладках заполняется только первые две колонки (A-B, Am-Bm или Am-Bm, a-b).

66

Измерение сопротивлений короткого замыкания 67

Колонки с коэффициентом трансформации (К) пользователем не заполняются, они заполняются автоматически при выполнении экспертизы.

Если на трансформаторе какой либо переключатель не установлен, то соответствующая вкладка не заполняется. Если переключатель имеет число ступеней меньше чем предусмотрено в диалоговой форме, то оставшиеся строки таблицы не заполняются.

Номера вольтметров, цены их делений и фамилия с инициалами производившего измерения заносятся для справочных целей и используются в при генерации протокола проверки.

9.5. Литература1. Алексенко Г. В., Ашрятов А. К., Веремей Е. В., Фрид Е. С.

Испытание мощных трансформаторов и реакторов, часть 2.- М.: Энергия, 1978.

2. Аншин В. Ш., Худяков З. И. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. - М.: Высшая школа, 1985.

3. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования /Под общей редакцией Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамикоянца. - 6-е издание. - М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 256 с.


10. ПРОВЕРКА ГРУППЫ СОЕДИНЕНИЯ ОБМОТОК

10.1. Основные положенияПроверка группы соединения обмоток относится к категориям

контроля П и К (см. введение).Группы соединений обмоток трансформаторов характеризуются

взаимным угловым смещением векторов э. д. с. в обмотках ВН, СН и НН. Смещение этих векторов определяется схемой соединения обмоток и направлением намотки обмоток. При различных соединениях обмоток в звезду, зигзаг (равноплечий) и треугольник и различных направлениях их намотки можно получить всего 12 различных углов сдвига фаз линейных э. д. с. от 0 до 330° через каждые 30°, т. е. получить 12 различных групп.

Для обозначения угла сдвига фаз принято пользоваться часовым обозначением: вектор линейной э. д. с. обмотки ВН изображается на часовом циферблате минутной стрелкой и всегда устанавливается на 12 ч, а вектор линейной э. д. с. обмотки СН или НН изображается часовой стрелкой и укажет группу в часовом обозначении.

Схемы соединений обмоток трехфазных трансформаторов У/У, Д/Д, Д/Z могут образовывать четные группы 2, 4, 6, 8, 10, 0, а схемы соединений обмоток У/Д, Д/У, У/Z - нечетные группы 1, 3, 5, 7, 9, 11.

Схемы и группы соединений в трансформаторах обозначают следующим образом:а) для двухобмоточных трансформаторов

<Схема ВН> / <Схема НН> – <Группа ВН-НН>

б) для трехобмоточных трансформаторов<Схема ВН> / <Схема СН> / <Схема НН> – <Группа ВН-СН> – <Группа ВН-НН>

Для трехобмоточного трансформатора достаточно проверить две группы соединения (ВН-СН и ВН-НН) - третью (СН-НН) можно легко вычислить:

<Группа СН-НН> = (12 + <Группа ВН-НН> – <Группа ВН-СН>) MOD 12,

где MOD - это операция получения остатка от целочисленного деления.Проверкой группы соединения обмоток трансформатора

контролируют правильность направления намотки обмоток, соединения их в схемы, а также подсоединения отводов обмоток к вводам.

10.2. Методика проведения проверкиГруппу соединения можно определить: методом двух вольтметров,

постоянного тока или фазометром. Наиболее распространен метод двух вольтметров, основанный на измерении напряжений между соответствующими вводами обмоток ВН н НН и построении совмещенных

68

Проверка коэффициента трансформации 69

векторных диаграмм этих напряжений. Рассмотрим этот метод на примере определения группы соединения обмоток трехфазного двухобмоточного трансформатора, соединенного по схеме звезда — треугольник.

На крышке трансформатора (рис. 9.1, а) соединяют перемычкой одноименные вводы начал обмоток первичного и вторичного напряжений, обычно А и а. Затем от сети переменного тока на одну из сторон трансформатора (на рисунке ВН) подают трехфазное напряжение 100—200 В и с помощью переключателей П1 и П2 измеряют напряжение между вводами: вольтметром V1 линейные напряжения (UAB, UBC, UCA, а вольтметром V2 напряжения UbB, UbC, UcB и uab.

Зная напряжения, можно построить диаграмму (треугольник АВС) линейных напряжений обмоток ВН (рис. 9.1, б): откладывают векторы напряжений отрезками в выбранном масштабе и совмещают точки А и а. Пересечение дуг, описываемых отрезками B — b из точки B и С — b из точки С (выражающих в масштабе векторы напряжений UbC и UbB), определит точку b и укажет угловое смещение вектора линейного напряжения uаb обмотки НН относительно вектора UAB обмотки ВН, т. е. определит группу соединения, в данном случае 11-ю (330°).

Рис. 9.1. Определение группы соединения обмоток трехфазного двухобмоточного трансформатора:

a - электрическая схема; б - векторная диаграмма напряжений группы У/Д-11

Измерением напряжений UcC и UcB и аналогичным построением можно найти точку с вектора UbC, указывающего угловое смещение векторов

~3С

B

Аa

bc

V1

V2

UbB,UbC,UсВ, UсC,uab

П1

П2

UAB, UBC, UCA

b

ac

A

B

C330°

б)

а)

Диагностика трансформаторов Uвс н ucb. Однако для определения группы достаточно первых двух измерений напряжении UbB и UbC.

Проверку группы достаточно произвести для одной ступени напряжения. Обычно группа проверяется на ступени номинального напряжения всех обмоток трансформатора.

Измерения напряжений производятся вольтметрами переменного тока класса 0,2 – 0,3.



Обязательно необходимо ввести дату испытания.Перед заполнением полей формы, нужно указать число фаз

трансформатора.

70

Проверка коэффициента трансформации 71

Для двухобмоточных трансформаторов заполняется первая колонка таблицы, а для трехобмоточных - первая и вторая. Строки с напряжениями UcB и UcC заполнять необязательно. Эта пара напряжений служит для контроля правильности измерений.

Строка с группой соединения пользователем не заполняется - она заполняется автоматически по результатам проведенной экспертизы (анализа) и сравнивается с группой соединения, полученной из обозначения схемы и группы соединения в паспортных данных.

10.4. Литература1. Булгаков Н.И. Группы соединения трансформаторов. М.: Энергия. -

1977.- 80 с.

2. Аншин В.Ш., Худяков З.И. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. - М.: Высшая школа, 1985. - 272 с.

3. Каганович Е. А., Райхлин И. М. Испытание трансформаторов мощностью до 6300 кВА и напряжением до 35 кВ. - М: Энергия, 1980. - 312 с.

4. Алексенко Г.В., Ашрятов А.К., Веремей Е.В., Фрид Е.С. Испытание высоковольтных и мощных трансформаторов и автотранформаторов, часть 1.- М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962.- 672 с.

5. Алексенко Г.В. Параллельная работа трансформаторов и автотрансформаторов. - М.: Энергия, 1967. - 608 с.

6. РД 16.363 - 87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, раз-грузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.


11. ИСПЫТАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК ВМЕСТЕ С ВВОДАМИ ПОВЫШЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ ЧАСТОТЫ 50 Гц

11.1. Основные положенияИспытание изоляции обмоток вместе с вводами относится к

категориям контроля П и К (см. введение).Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов

при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.

При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов.

Электрическую прочность изоляции между обмотками разных напряжений (ВН, СН, НН) и каждой из них относительно заземленных частей трансформатора определяют приложенным напряжением. Это испытание, называемое часто испытанием главной изоляции трансформатора, состоит в том, что от постороннего источника переменного тока через специальный испытательный трансформатор подают напряжение на испытуемую обмотку трансформатора, при этом один провод от испытательного трансформатора подключают к соединенным между собой вводам испытуемой обмотки, а другой - соединяют с заземленным баком. Все остальные вводы других обмоток, включая вводы расщепленных ветвей обмоток, а также зажимы измерительных обмоток трансформаторов тока встроенных во вводы трансформатора соединяют между собой и заземляют вместе с баком испытуемого трансформатора.

В результате приложения повышенного напряжения в испытуемой изоляции создается увеличенная напряженность электрического поля, что позволяет выявить в ней дефекты, не обнаруженные другими методами.

Наиболее характерными дефектами, выявляемыми при этом испытании, являются: недостаточные расстояния между гибкими неизолированными отводами

обмоток НН в месте их подключения к шпильке ввода; наличие в трансформаторе воздушных пузырей; некоторые виды местного увлажнения и загрязнения изоляционных

деталей.Испытания проводят главным образом для трансформаторов

напряжением до 35 кВ включительно. В отдельных случаях этот метод применим для проверки электрической прочности изоляции обмоток НН (до 35 кВ) трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

72

Проверка группы соединения 73

11.2. Методика испытанияСхема испытания приложенным напряжением изоляции обмоток ВН

трехфазного двухобмоточного трансформатора показана на рис. 10.1.

Рис. 10.1. Схема испытания изоляции обмоток ВН приложенным напряжением

Как видно из рисунка, вводы А, В и С этих обмоток соединены между собой и подключены общим проводом к вводу испытательного трансформатора А, а вводы а, b и с обмоток НН соединены общим проводом с заземленным корпусом бака.

Для защиты испытываемой обмотки от случайного чрезмерного повышения напряжения параллельно с ней устанавливают шаровой разрядник ШР с пробивным напряжением, равным 115-120% испытательного напряжения. Последовательно с разрядником включают токоограничивающее сопротивление R.

Для контроля режима испытания служат вольтметр V и амперметр, включенный непосредственно (A1) или через трансформатор тока (A2).

С помощью регулировочного автотрансформатора РТ, подключенного к источнику переменного тока с частотой 50 Гц, плавно поднимают напря-жение трансформатором ИТ до испытательного. Напряжение к первичной обмотке испытательного трансформатора можно подводить также и от генератора переменного тока с регулируемым возбуждением.

Если в течение 1 мин с момента подачи испытательного напряжения амперметр не показывает увеличения тока, а вольтметр V — снижение напряжения, внутри трансформатора не наблюдается разрядов (потрескиваний), нет разряда на защитном шаровом разряднике, и нет выделения газа и дыма, то плавно снижают напряжение до нуля и считают, что данные обмотки трансформатора испытание выдержали. В таком же порядке испытывают остальные обмотки. Обычно вначале испытывают обмотки НН, затем СН и далее ВН. Пробои и частичные разряды при испытаниях сопровождаются звуковыми явлениями и скачкообразными изменениями показаний приборов. До испытания приложенным напряжением маслу дают отстояться после его заливки в бак трансформатора в течение 12 ч для удаления из него воздуха.

bc

~U

V A

B

C

aA1

R

A2

ШР

TT

ИТ

T

Р

РТ


Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.

Значения испытательных напряжений приведены в табл. 10.1 и 10.2.Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в

электроустановках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты, испытываются по нормам для нормальной изоляции, а трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, не подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений, или при специальных мерах грозозащиты - по нормам для облегченной изоляции.

Сухие трансформаторы испытываются по нормам табл. 10.1 для облегченной изоляции.

Таблица 10.1. Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией

Испытательное напряжение, кВ

Аппараты, трансформаторы тока иКласс Силовые трансформаторы, напряжения, токоограничивающие

напряже- шунтирующие и дугогасящие реакторы, изоляторы, вводы,ния элек- реакторы конденсаторы связи, экракирован-

трообору- ные токопроводы, КРУ и KTIIдования, На При На Перед вводом в эксплу-

кВ заводе- вводе В эксплу- заводе- атацию и в эксплуатации

изгото- в эксплу- атации изгото- Фарфоровая Другие вителе атацию вителе изоляция изоляции

До 0,69 5,0/3,0 4,5/2,7 4,3/2,6 2,0 1 1 3 18,0/10,0 16,2/9,0 15,3/8,5 24,0 24,0 21,6 б 25,0/16,0 22,5/14,4 21,3/13.6 32,0(37,0) 32,0(37,0) 28,8(33,3) 10 35,0/24,0 31,5/21,6 29,8/20,4 42,0(48,0) 42,0(48,0) 37,8(43,2) 15 45,0/37,0' 40,5/33,3 38,3/31,5 56,0(63,0) 55,0(63,0) 49,5(56,7) 20 55,0/50,0 49,5/45,0 46,8/42,5 65,0(75,0) 65,0(75,0) 58,5(67,5) 35 85,0 76,5 72,3 95,0(120,0) 95,0(120,0) 85,5(108,0)

Примечание:1. Испытательные напряжения, указанные в виде дроби,

распространяются на электрооборудование: числитель – с нормальной изоляцией, знаменатель – с облегченной изоляцией.

2. Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс.

74

Проверка группы соединения 75

3. Если электрооборудование на заводе-изготовителе было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.

Таблица 10.2. Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов

Класс напряжения Испытательное напряжение, кВтрансформатора, На заводе- При вводе в В

кВ изготовителе эксплуатацию эксплуатации3 10 9,0 8,5б 20 18,0 17,0

10 28 25,2 23,815 38 34,2 32,320 50 45,0 42,5

Испытательное напряжение масляных трансформаторов класса напряжения 110 кВ равно 200 кВ.

11.3. Заполнение машинной формы результатов испытанийДля занесения в базу данных результатов измерений необходимо


Обязательно необходимо ввести дату испытания.Для двухобмоточных трансформаторов заполняются первая и третья

колонки таблицы, а для трехобмоточных - все колонки.


11.4. Литература1. Алексенко Г. В., Ашрятов А. К., Фрид Е. С. Испытание высо-

ковольтных и мощных трансформаторов и автотрансформаторов, часть II. - М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962. - 832 с.

2. Аншин В. Ш., Худяков З. И. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. - М.: Высшая школа, 1985. - 272 с.

3. Нормы испытания электрооборудования. Под общей редакцией С.Г. Королева. - 5-е издание. - М.: Атомиздат. - 304 с.

76

Испытание изоляции повышенным напряжением 77

12. ТЕПЛОВИЗИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

12.1. Общие положенияИК - диагностика дефектных узлов трансформатора, расположенных в его баке

Источники тепловыделений в баке трансформатораИсточниками тепловыделения в баке являются следующие узлы

трансформатора [Л.1]: магнитопровод; обмотки; массивные металлические части трансформатора, в которых

тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых потоками рассеяния (бак, прессующие кольца, емкостные кольца, экраны, шпильки);

токоведущие части вводов и их контакты; отводы и их соединения с обмоткой и вводом; контакты переключателей РПН.Характер передачи тепла от магнитопровода и обмоток к баку трансформатора

При оценке внутреннего теплового состояния трансформаторов тепловизором [Л.5] необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток (рис.11.1).

В соответствии с [Л.2] температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора должна быть не выше, температуры указанной в табл.11.1, если заводами-изготовителями не оговорены иные температуры.

Таблица 11.1

У трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ 75°СУ трансформатора и реактора с естественным масляным охлажде-нием М и охлаждением Д 95°С У трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе на маслоохладитель 70°С

Согласно [Л.3] разница между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора может достигать 20 - 35°С.


Рис.11.1. Изменение температуры по высоте (а) и в сечении (б) трансформатора

1 - стержень; 2,3 - обмотки НН и ВН, 4 - масло; 5 - стенка бака.

Тепловое поле бака трансформатораСнимаются термограммы поверхности бака трансформатора [Л.1]: в местах расположения отводов обмоток; по высоте бака трансформатора; относительно крайних фаз; в местах крепления колокола бака.

По значениям температурных градиентов на поверхности бака и их местоположению с помощью технологической документации на транс-форматор оценивается возможный дефект в последнем.

У трансформаторов и автотрансформаторов 250 МВА и выше рекомендуется при вводе в эксплуатацию снимать картину теплового поля бака.

78


Дефекты обмоток Эксперименты, проведенные на моделях, показали что при

инфракрасном контроле могут выявляться локальные нагревы в баке трансформатора, вызванные [Л.1]: местным нагревом отдельных катушек обмотки; перегревами контактных соединений отводов обмоток; появлением застойных зон масла, вызванных разбуханием

бумажной изоляции витков, шламообразованием или конструктивными просчетами.

Учет износа изоляции обмоток в зимний период с помощью картины теплового поля бака трансформатора

Термограмма трансформатора 60 МВА с 30 % нагрузкой показывает, что циркуляция масла в зимний период (t =–15°C) происходит лишь в зоне средней фазы. Температурные градиенты на поверхности бака в зоне крайних фаз составляют 2 - 3°С, в средней части трансформатора - около 13°С. Таким образом, износ изоляции обмоток, а тем самым и срок службы для средней и крайних фаз является различным.

Дефекты системы заземления магнитопроводаИКТ, являясь вспомогательным средством контроля, помогает при

наличии газообразования в трансформаторе оценить зону образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской документации сузить место поиска дефекта.

Термографическое обследование фаз трансформатора выявило темпе-ратурные аномалии на баках фаз трансформатора, нагрев большого количества болтов крепления нижнего разъема колокола бака.Вскрытие баков фаз трансформаторов выявило следующие дефекты: потемнение от перегрева пластин в месте соединения

швеллера к нижним консолям магнитопровода; заземление направляющего шипа днища бака на нижнюю

консоль НН в районе регулировочного стержня трансформатора; потемнение от нагрева и частичное оплавление шайб,

пластины и болта в месте касания его нижней консоли НН.Проверка схемы заземления магнитопровода мегаомметром показала:

сопротивление изоляции на участке магнитопровод– бак равно нулю;

Ом до 5 кОм сопротивление изоляции между пакетами магнитопровода составляет от 6.

Оценка теплового состояния отдельных узлов трансформатора

Переключающие устройстваПри наличии локальных нагревов поверхности корпуса контактора

РПН контактор должен подвергаться внеочередной ревизии.

Диагностика трансформаторов Термосифонные фильтры

В исправном фильтре имеет место плавное повышение темпе-ратурных градиентов по высоте фильтров.

Будет наблюдаться резкое изменение температурных градиентов по высоте фильтра в случае, если циркуляция масла в фильтре будет снижена или отсутствовать вообще, например, при использовании мелкозернистого силикагеля или при образовании шлама.

Фильтр считается исправным, если наблюдается плавное изменение температуры по высоте фильтра и разность температур по высоте фильтра находится в пределах 5-15°С.

При невыполнении указанных условий: проверить положение вентилей фильтра; при необходимости заменить силикагель.

Система охлаждения трансформаторовУ исправно работающего маслонасоса трансформатора темпе-

ратурные градиенты на поверхности корпуса маслонасоса и трубопроводов практически одинаковы (t=40-47°C).

Температурный градиент на поверхности корпуса маслонасоса резко возрастает при появлении следующих неисправностей в маслонасосе: трения крыльчаток; виткового замыкания в электродвигателе и т.п.

ИК–контроль позволяет оценить правильность и равномерность распределения потоков масла по трубам, в частности, отсутствие шламообразования в трубах и эффективность работы системы охлаждения.

ИК–контроль позволяет в ряде случаев отказаться от применения традиционных методов тепловых испытаний трансформаторов.

Маслонасос считается исправным, если : температура на поверхности корпуса не превышает 80°С; разность температур на поверхности корпуса не превышает

10°С.Маслонасос, на поверхности корпуса которого зафиксирована

повышенная температура, должен пройти дополнительную проверку, например, акустический контроль.

Локальные нагревы участков труб радиаторов свидетельствуют об их зашлакивании и нарушении циркуляции масла.

ИК–контроль производится для маслорасширителей с трубчатыми маслоуказателями, показания которых вызывают сомнение. Маслорасширитель считается неисправным, если уровень масла в нем не соответствует нормированным значениям.

Методы инфракрасной диагностики для маслонаполненных вво-дов

80


При оценке состояния вводов с помощью тепловизоров необходимо учитывать факторы, влияющие на качество ИК–контроля [Л.1]: солнечную радиацию; локальное загрязнение поверхности фарфоровых покрышек; тепловой поток воздуха, поднимающийся от крышки

трансформатора и “закрывавающий” вводы.

Нагревы в местах подсоединения внешних проводников к зажимам вводов

Допустимая температура [Л.4] равна: tдоп = 90°С при tвозд = + 40°С, т.е. допустим перепад температур tдоп = 50°С.

Измеренная температура при ИК–контроле соединения “вывод аппарата - внешний проводник“ не должна превышать значения, указанного в [Л.1] c учетом тока нагрузки и ветра.

Образование короткозамкнутых контуров в расширителях герметичных вводов

Наличие короткозамкнутого контура приводит к преждевременному старению резиновой прокладки. Предельная абсолютная температура на поверхности расширителя ввода с учетом возможности ускоренного старения резиновой прокладки верхнего фланца может достигать 80°С.

Проверка отсутствия короткозамкнутого контура в расширителе ввода производится для маслонаполненных герметичных вводов серии ГБМТ-220/2000. При этом температура на поверхности корпусов расширителей вводов у разных фаз не должна отличаться более, чем на 70°С.

Нагревы внутренних контактных вводовПри ИК–диагностике маслонаполненных вводов необходимо

оценивать значение температурных градиентов как на контактном зажиме, так и на поверхности корпуса маслорасширителей.

Понижение уровня масла во вводахПри наличии во вводе полного объема масла имеет место плавное

снижение температурных градиентов от бака трансформатора к расши-рителю ввода, в противном случае наблюдается скачок температурных градиентов.

На термограмме (рис.11.2) показан термопрофиль дефектного ввода.


T, C

пониженныйуровеньмасла

полныйобъеммасла

уровеньмаславо вводе

Рис.11.2. Термопрофиль ввода с пониженным уровнем масла

Ухудшение состояния внутренней изоляции маслонаполненных вводовПри оценке результатов ИК–контроля вводов обращается внимание на

их конструкцию: маслобарьерные или негерметичные вводы на напряжение

110 кВ, а также вводы на напряжение 220 и 500 кВ, не должны иметь аномального нагрева на верхней части фарфоровой покрышки;

маслонаполненные вводы всех исполнений не должны иметь резкого изменения температурных градиентов по сравнению с вводами других фаз.

Витковые замыкания в обмотках встроенных трансформаторов токаПри обнаружении локальных нагревов на поверхности адаптера ввода

рекомендуется проверять встроенные трансформаторы тока на предмет отсутствия витковых замыканий в обмотках.

Периодичность ИК контроляЕжегодный контроль [Л.1] производится для:

автотрансформаторов АОДЦТГ - 135000/500; трансформаторов ТДЦГ - 180000/220 и ТДЦ - 125000/110; автотрансформаторов и трансформаторов, имеющие

нагревы в местах разъема колокола.У остальных объектов - с периодичностью 1 - 3 года.

У трансформаторов и автотрансформаторов, в составе газов в масле которых преобладает метан, этан, этилен, - через каждые 3 - 6 месяцев (при определенных нагрузках и по возможности одинаковой температуре окружающей среды).

12.2. Заполнение машинной формы результатов испытанийДля занесения в базу данных результатов измерений необходимо


82


Обязательным для занесения является поле "Дата замера". В строке "Имя файла" указывается имя и полный путь нахождения

файла, содержащего термограмму трансформатора.Команда "Просмотр" позволяет перейти в режим детального

просмотра изображения трансформатора. Внешний вид окна режима увеличения приведен на рис11.6.

Рис 11.6Этот режим позволяет определить температуру любой точки

поверхности трансформатора, для этого достаточно лишь щелкнуть левой кнопкой мышки в точке с интересующей температурой. Данное окно позволяет также показать все точки с заданной температурой. Для этого необходимо щелкнуть левой кнопкой мыши на цветной полосе справа от

Диагностика трансформаторов экрана увеличения, при этом все точки данной температуры выделятся зеленым цветом, а указатель температуры покажет действительную температуру этих точек. Выход из окна увеличения осуществляется по нажатию кнопки «ОК», либо клавиша "ESC".

12.3. Литература1. Отчет по теме “Разработка метода инфракрасной диагностики

мощных силовых трансформаторов (I этап)”, выполненный по договору N 94-137-005. Исполнители: С.А. Бажанов, М.А. Вихров, С.В. Милованов, А.В. Кузьмин, И.В. Гаврилова. Лаборатория ИК техники фирмы ОРГРЭС”, М., 1994.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Рекомендации по проведению тепловых испытаний силовых масляных трансформаторов на месте их установки. М., Энергия, 1972.

4. ГОСТ 8024-90 “Аппараты и устройства переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Нормы нагрева при продолжительном режиме работы и методы испытаний”.

84

Тепловизионный контроль 85

13. КОМПЛЕКСНАЯ ДИАГНОСТИКАКомплексная диагностика всегда начинается с данных хрома-

тографического анализа (рис. 12.1), т.к. это испытание проводится наиболее регулярно и наиболее "чутко" позволяет следить за процессами, проис-ходящими в маслонаполненном оборудовании.

Рис.12.1. Схема комплексной диагностики

Хроматографический анализ

Измерение параметров изоляции обмоток

Измерение сопротивления обмотки

Физико-химические испытания масла

Измерение потерь холостого хода

Измерение сопротивления короткого замыкания

Проверка коэффициентатрансформации

Проверка группы соединения обмоток

Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением

Протокол комплекс-

ной диагнос-тики

Протоколы диагностики по данным отдельных испытаний

Протоколы диагностики по данным отдельных испытаний

Начало


Если во время логического вывода для уточнения диагноза требу-ются данные какого-либо другого испытания, то проверяется дата прове-дения последнего такого испытания. Если дата оказывается более поздней, чем дата обнаружения дефекта в оборудовании, то подключаются правила из БЗ, анализирующие данные этого испытания, иначе в протокол выводится рекомендация о проведении соответствующего испытания (таблица 12.1).

Процесс уточнения вида дефекта характеризует таблица 12.1. Знак “-” соответствует случаю, когда результат испытания отрицателен, т.е. имеет место какое-либо отклонение от установленных требований и норм, знак ”+” свидетельствует, что конкретное испытание дало положительный результат - нормы не нарушены. И то, и другое подтверждает вид дефекта, выявленного на основе АРГ. Противоположный знак в соответствующей клетке таблицы 12.1 ставит предварительный диагноз АРГ под сомнение.

Рис. 12.2. Иллюстрация последовательности испытаний

tu1,tu2 - даты проведения испытаний; tод - дата обнаружения дефекта; t - время устаревания данных испытания; ta1,ta2 - даты проведения диагностических анализов.

86

Тепловизионный контроль 87

Таблица 12.1

Вид дефекта

Испытания Пер

егре

в то

кове

ду-

щих

час

тей

Пер

егре

в эл

емен

тов

конс

трук

ции

осто

ва

Пер

егре

в тв

ердо

й из

оляц

ии

Эле

ктри

ческ

ие р

азря

ды

в тв

ердо

й из

оляц

ии

Час

тичн

ые

разр

яды

в

мас

ле

Иск

рово

й и

дуго

вой

разр

яды

в м

асле

Деф

екты

в с

исте

ме

охла

жде

ния

Ста

рени

е м

асла

Деф

екты

в Р

ПН

Замеры омического сопротивления обмоток - +Замеры с помощью инфракрасной техники - -Замеры потерь холостого хода - +Физико-химический анализ масла + - - -Измерение tg изоляции -Измерение сопротивления короткого замыкания

-

Замеры tg масла -Электрические измерения частичных разрядов

-Акустические измерения частичных разрядов -Измерение сопротивления изоляции - -Визуальный контроль -Отбор проб масла из баков контактора и трансформатора

-

Диагностика силовых трансформаторов

Documents