Автор: Голоднов Ю.М.
Теги: электротехника электроэнергетика электроника электричество трансформаторы
ISBN: 5-283-00973-4
Год: 1988
Текст
r
,:: . БИБЛИОТЕКА
L' /' . I ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
.
-
I I
:&- . I
Q т t T --
. .
...
-
Ю. М. rолоднов
КОНТРОЛЬ
ЗА СОСТОЯНИЕМ
I ТРАНСФОРМАТОРОВ
t
\)
6э
Выпуск 603
ОсноваНд в 195920ду
ю. М. rолоднов
КОНТРОЛЬ
ЗА СОСТОЯНИЕМ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
,О" J .
. 0,0 ц
.. "
r< н рол
00
МОСКВА
ЗНЕРrОАТОМИ3ДАТ
1988
ББК 31.277
fбl
удк 621.314.222.6.001.42
Ре иен з ен т Л.П. Мазепов
Редакuионная коллеrия серии:
В.Н. Андриевский, СА. Бажанов, 1LБ. rодrелъф, В.Х. Ишкин, Д Т. Ко-
Маров, В.П. Ларионов, Э.С Мусаэлян, сп. Розанов, В.А. Семенов,
А.Д Смирнов. А.Н. Трифонов. А.А. Филатов
fолодиов Ю.М.
fбl Контроль за состоянием трансформаторов. М.: Энерrо
атомизда,Т, 1988 88 с.: ил. (Б ка электромонтера:
ВЬЮ. 603)
ISBN 5 283'()0973 4
Рассматриваются основные ВИдРl повреждений силовых трансфор
маторов 11 О кВ и выше, способы диarностики состояния. вопросы профи
лактических и црyrих испытаний трансформатора, ero элементов и BCIIO
моrателъноrо оборудования. Описываются методика оценки состояния
трансформатора, вопросы целесообразности вывода ето в ремонт или
возможности дальнейшей эксплуатации. Рассматриваются СIIособы
предУIIРеждения характерных IIовреждений.
для: электромонтеров, занимающихся эксплуатацией силовых масло
наполненных трансформаторов.
2302030000,,()03
r 13S 88
051 (01) 88
ББК 31.277
ISBN 5 283'()09734
(Q Энерrоатомиздат, 1988
ПРЕДИСЛОВИЕ
в энерrосистемах, на промыllенныыx предприяrnях, в rородских и
сельских сетях эксплуатируется большое число трансформаторов. rлав
ная задача. которую приходится решать эксплуатационному персона
лу, поддерживать трансформаторы в состоянии, обеспечивающем
их длительную эксплуатацию, своевременно ВЫЯВЛЯ7Ь отклонения от
этоrо состояния и восстанавливать их нормальную работоспособность.
В настоящее время разработаны новые способы и средства диarнос
тики состояния трансформаторов, не требующие отключения или значи
тельно упрощающие работы на отключенном трансформаторе. Правиль
ное использование этих методов в сочетании с традиuионными позволяет
выявИТЬ отклонения от нормальноrо состояния трансформатора и при
нить необходимые меры по предотвращению развития повреждения.
В предлarаемой книrе рассматриваются основные виды повреждений
силовых трансформаторов (в основном 110 кВ и более), способы диаr
ностики состоянии, вопросы профилактических и дрyrих испытаний Tpaн
сформатора, ero элементов и вспомоraтельноrо оборудования. Показа
но, как произвести оценку состояния трансформатора, сделать вывод
. о необходимости ero ремонта или возмо:жн:осrn дальнейшей эксплуата
ции, наметить необходимые мероприятия. Рассмотрены способы преду-
преждения некоторых повреждений. Киша предназначена для электро
монтеров, занимающихся эксплуатацией силовых масляных трансформа
торов.
Автор выражает свою признательность лл. Мазепову, Н.Н. Хубларо-
ву и фя. Левину эа рецензирование, редактирование и существенные
предложения по улучшению книrн.
Замечания по содержанию и оформлению книrи, которые будут при
няты С блаrодарностью, просьба направлять по адресу: 113114, Москва,
M 114,lIlлюэовая наб., 10, Энерrоатомиздат.
Автор
1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Трансформаторы входят в состав OCHoBHoro оборудования электро-
станций. повышающих. понижающих и распределительных подстанций.
различноrо ВlЩа преобразовательных устройств и т .д. Различное назна-
чение. нередко связанное с различиями в конструкции. разнообразные
условия работы и друтие особенности требуют различноrо подхода к
зксплуатации трансформаторов.
Мы будем rоворить о масляных трансформаторах общеI'О назначе
ния. Но и здесь условия эксплуатации разные. Даже в условиях энерrо-
систем ОДНИ трансформаторы находятся под постоянным надзором вы-
сококвалифиuированноrо персонала. друrие осматриваются эпизодичес-
ки. У потребителей положение сложнее. Если на крупных промышлен-
ных предприятиях имеются специализированные цехи. участки и друrие
подразделения по зксплуатации трансформаторов. то на мелких предпри-
ятиях, в колхозах и на мноrnх друrих объектах нет возможности да
и необходимости содержать такие подразделения. В этих условиях
небольшая бриrада электриков обслуживает все имеющееся элек-
трооборудование.
Но rAe бы ни находились и как бы ни эксплуатировались трансфор-
маторы, »болезни" у них. как правило, общие. Уровень эксплуатации
определяет не характер возможных повреждений, а возможность как
можно более paнHero выявления проявляющихся отклонений от нормы,
проведения требуемоrо объема профилактических работ, качественноrо
ремонта. Естественно. что чем выше уровень эксплуатации. тем меньше
неприятностей доставляют трансформаторы.
Прежде чем rоворить о способах проверки состояния трансформато-
ров, рассмотрим наиболее характерные повреждения, которые MorYT
возникнуть в любых масляных трансформаторах. Повреждения или от-
клонения от нормальноrо режима работы MorYT быть вызваны различны-
ми причинами: недоработкой конструкции, скрытыми дефектами ИЭI'О-
товления. нарушениями правил перевозки, технолоrии монтажа или
правил эксплуатации, некачественным ремонтом. В боЛЬUlliНстве слу-
чаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длитель-
Horo воздействия неблаrоприятноrо фактора. Своевременное выявление
возникающеrо дефекта позволяет принять меры по предупреждению
ero развития и сохранению работоспособноrо состояния трансформатора.
4
Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансфор-
маторов напряжением 110 кВ и более является повреждение высоко-
вольтных вводов. В настоящее время эксплуатируются неrерметичные
и rерметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоля-
цией.
Наиболее слабым узлом неrерметичных вводов является система
защиты масла от воздействия влаrи с помощью масляноrо rидрозат-
вора и силикаrелевоrо воздухоосушителя. При длительной эксплуатации,
особенно в случае несвоевременной замены силакаrеля, масло увлаж-
няется, ухудшаются ero изоляционные характеристики, в результате
чеrо MorYT возникнуть частичные разряды в масле. В дальнейшем по по-
верхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый
"ползущий" разряд: от одной или нескольких исходных точек повреж-
денной поверхности изоляции как бы расползаются прожоrи, образуя
сложный рисунок с ослабленной поверхностной изоляцией. При прибли-
жении "ползушеrо" разряда к заземленной части происходит пробой изо-
ляции с возникновением KopoTKoro замыкания. Пробой при значитель-
ном ухудшении иэоляционных характеристик может возникнуть и без
образования ползущеrо разряда. Аналоrичное повреждение может
произойти и в том случае, если при ремонте ввода была плохо просушена
бумажная изоляция.
fерметичные вводы менее трудоемки в эксплуатации и более надеж-
ны, чем неrерметичные. В первые rоды зксплуатации наблюдзлись по-
вреждения вводов из-за образования алюминиевой пьти в сильфонах
баков давления. На устранение этоrо явления были направлены меро-
приятия, предусмотренные противоаварийным циркуляром fлавтехуп-
равления Минэнерrо СССР N° Ц-1l-83 (Э) "0 повышении надежности rep-
метичных вводов 220 750 кВ с выносными баками давления" и друrи-
ми директивными материалами. Выполнение этих мероприятий не ос.
вобо)lф,ает от необходимости продолжать контролировать характе-
ристики изоляции, сравнивая результаты измерений с данными, полу-
ченными непосредственно после замены выносных баков давления.
На rерметичные вводы, изrотовленные после 1978 r., мероприятия цир-
куляране распространяются.
Как в неrерметичных, так и в rерметичных вводах может иметь мес-
то нарушение rерметичности в зоне крепления верхней контактной
шпильки. Нарушение может возникнуть вследствие неправильной сбор-
ки узла, превышения создаваемоrо rибким спуском радиальноrо уси-
лия над расчетным значением и т.д. Этот узел находится в самой верх-
ней точке трансформатора, и избыточное давление масла в нем, особен-
но в холодное время (т.е. при минимальном уровне масла в баке-расnrn-
рителе) , близко к нулю. При неплотностях влаrа может из атмосферы
просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора.
Друrим распространенным видом повреждения трансформаторов
является Повре)lф,ение устройств реrулирования напряжения под на-
5
rрузкой (РПН). Нарушения в контактной системе избирателя MoryT
возникать от неправильной реryлировки контактов (недостаточное
или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на
контактах пленки окисла при редких переключениях и несвоевремен-
но выполненных прокрутках устройства, при нарушениях в кинемати
ческой схеме.
Контактор УС1ройства РПН может повреждаться при неправильной
реryлировке ero контактной системы и кинематической схемы, а так-
же вследствие" несвоевременной замены трансформаторноrо масла.
Время между срабатыванием вспомоrательных и дyrоrасящих контак-
тов контактора при переключении исчисляется десятыми долями
секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дyrоrасящие свойст-
ва, процесс rашения дyrи затяrивается и соседние отпайки (ответвле-
ния) реrулировочной обмотки 1рансформатора MorYT оказаться замк-
нутыми не через дуrоrасящий резистор, а через электрическую дyry,
что приводит К тяжелым авариям с деформацией обмоток трансфор-
матора.
К повреждениям устройств РПН MoryT приводиrь увлажнениеизаrряз-
нение изолирующих деталей, изrотовление этих деталей из материалов,
не предусмотренных технической документацией, ослабление крепле
ний и Т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.
К наиболее тяжелым последствиям приводяr повреждения обмоток
и rлавной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокар-
тон или витковая бумажная изоляция, rрязное или увлажненное транс-
форматорное масло вызьmают местное ослабление твердой изоляции
с возникновением ползущеrо разряда или без Hero с последующим
пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также не-
соблюдение размеров (между листами злектрокартона и др.), разбу
хание слабо намотанной изоляции, нарушения в работе системы охлаж
дения, чрезмерные переrрузки 1рансформатора по току и напряжению
и др. В связи с разнообразием причин и тяжелыми последствиями от
повреждений витковой и rлавной изоляции своевременному выявлению
зтоrо вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наиболь-
шее внимание. .
В связи с постоянным ростом знерrетических мощностей растут мощ-
ности KopoTKoro замыкания (КЗ). Вследствие зтоrо роста, а также при
ослабленной запрессовке обмоток злектродинамическая стойкость
обмоток к воздействию внешних КЗ (назьmаемых также "сквозными"
КЗ) может оказаться недостаточной. В результате при внешних КЗ
обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция
перед повреждением находилась в хорошем состоянии.
Повреждения в активной стали трансформатора приводят к менее
тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием KOpOT
коз"3мкнутыIx контуров внутри бака. Контур может образоваться как
вну1рИ пакета маrнитопровода, так и через какую-либо КОНС1руктив-
6
ную металлическую деталь, например через прессующее кольцо и эле-
менты заземления маrнитопровода. При современных бесшпилечных мar-
нитопроводах короткозамкнутый кон1УР обычно сцеплен не с rлавным
потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рас-
сеяния. Короткозамкнутый кон1УР вызывает повышенный местный
HarpeB (местный переrрев), обычно в местах контактов, ухудшающий
свойства транСфQрматорноrо масла. Если своевременно не устранить де-
фект, то может произойти повреждение твердой изоляции трансфор-
матора.
И, наконец, существенное влияние на общую работоспособность
трансформатора оказывают вспомоrательные узлы и устройства.
Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах с
системой охлаждения Ц и .lUJ, (также НЦ и НЩ) приводит К попа-
данию металлических частиц и друтих примесей в трансформаторное
масло и, будУЧИ несвоевременно выявленным, вызывает серьезные
аварии. При нарушении резиновых и друтих уплотнений увлажняется
трансформаторное масло. Неисправность стрелочноrо маслоуказателя
приводит к недопустимому снижению или превышению уровня мас-
ла и тд.
Приведенный краткий обзор основных видов повреждений пока-
зывает, что в большинстве случаев они развиваются постепенно. Следо-
вательно, если правильно поставить рабо1У по проверке состояния транс-
форматоров, возникающие дефекты можно выявить до тосо момента,
косда будет превышена какая-то критическ точка. Тоеда можно будет
своевременно вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возник-
новение аварии или отказа, не допустить недоотпуск электроэнерrии,
сниэить время и расходы на ремонт.
2. СПОСОБЫ ДИАrностики СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
\
Проблема контроля состояния трансформаторов возникла сразу,
как только появились закрьпые масляные трансформаторы. Для Toro
чтобы осмотреть какой-либо внутренний узел, надо было произвести
отключение, слить масло, вьmолнить ревизию и затем снова залить мас-
ло. И все это следует выполнять с соблюдением мноrочисленных правил,
иначе перед включением потребуется еще и сушка трансформатора.
На заре маСсовой зксплуатации масляных трансформаторов ремонть)
со вскрытием предписывалось производить очень часто. Связанные с
-этим неудобства и трудности заставили искать и развивать такие методы
'контроля за состоянием трансформатора, которые не требовали бы
вскрытия и слива масла. К тому же бьmо замечено, что чем чаще без
особой на то нужды трансформатор вскрьшается, тем более вероятным
становится есо повреждение.
В настоящее время в соответствии с решением fлавтехуправления
Минзнерrо СССР N° Э /81 и инструкциями заводов-изrотовителей ка-
7
питальные ремонты трансформаторов напряжением 11 О кВ и выше и
мощностью 80 МВ.А и более электростанций и подстанций, основных
трансформаторов собственных нужд электростанций должны проиэво-
диться первый раз не позже чем через 12 лет после включения в экс-
плуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в
дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов из-
мерений и состояния трансформаторов. Для остальных трансформато-
ров необходимость капитальных ремонтов определяется по результа-
там испытаний и их состоянию в течение вcero срока службы. Зто стало
ВОЗМОЖНЫм блаrодаря большим успехам в развитии способов про верки
состояния трансформаторов и определения соответствуюших показате-
лей, по которым можно судить о работоспособности arperaTa, иначе
rоворя, блаrодаря достижениям в области диаrностики.
Под диаrностикой понимается система мероприятий, проводимых
с помощью различных технических средств для проверки и оценки со-
стояния трансформаторов. Испольэуются простейшие визуалыJе,' ме-
ханические, фl1;jические, химические и друrие способы контроля состоя-
ния, а также их комбинации. Например, увлажнение трансформаторно-
1'0 масла может быть определено по изменению цвета индикаторноrо
силикаrеля или путем химическоrо анализа. Наличие частичных элек-
трических зарядов в масле или твердой изоляции может быть опреде-
лено непосредственным измерением с помощью индикатора частичных
разрядов либо при хроматоrрафическом анализе растворенных в масле
rазов. Обычно для практических целей из всех возможных способов
контроля Toro или иноrо параметра выбирают простейший, и лишь
для более тщательной проверки, уточнении места и характера дефекта
применяют более сложные способы.
Контроль эа состоянием трансформатора носит комплексный харак-
тер. Обычно он начинается еше на стадии изrотовления. Именно TorAa
проверяют качество изоляционных и активных материалов, отдельных
деталей и узлов, качество сборки. fотовый трансформатор подверrают
комплексной проверке на испытательной станции эавода-изrотовите-
ля, оснащенной всеми необходимыми средствами диarностики. При
транспортировке трансформатора осуществляют контроль эа ero re
метичностью, а в некоторых случаях и за воздействием механических
усилий. Прибывший трансформатор также требует контроля за ero со-
стоянием как при хранении, так и в процессе монтажа в соответствии
с руководящими техническими материалами "Трансформаторы сило-
вые. Транспортирование, разrрузка, хранение, монтаж и ввод в экс-
плуатацию". После окончания монтажа перед вводом в эксплуатацию
с целью диаrностИI<И состоянии трансформатор испытывается в объе-
ме, предусмотренном Правилами устройств электроустановок (ПУЗ).
Однако наибольший объем работ по проверке состоянии трансфо
маторов осуществляется в процессе эксплуатации. В дальнейшем мы
рассмотрим применяемые в настоящее время способы проверки состоя-
8
ния И особо остановимся на том, как по полученным результатам oцe
нить состояние трансформатора и сделать вывод о возможности ero
дальнейшей эксплуатации.
Порядок проверки состояния трансформаторов oroBopeH мноrими
директивными методическими материалами. Наиболее полно эти воп-
росы освещены в Инструкции по эксплуатации трансформаторов [1]
и Нормах испыtания электрооборудования [2]. Порядок и периодич
ность осмотров трансформаторов установлены Правилами технической
эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). По некоторым спо
собам диаrностИКИ состояния трансформаторов выпущены специальные
методические материалы, например "Указания по обнаружению повреж
дений трансформаторов путем хроматоrрафическоrо анализа paCTBO
ренных в масле rазов" [3].
ддя оценки режима работы трансформаторы оборудуют необходи
мыми контрольно-измерительными приборами. Количество и точки
подсоединения электроизмерительных п\,иборов зависят от назначе
ния, мощности, пункта установки трансформатора и дрyrих факторов
[4]. На стороне каж;доrо напряжения силовых трансформаторов мощ
ностью 1 МВ.А и более устанавливают по одному амперметру, в HeKO
торых случаях можно устанавливать амперметры в каждой фазе. Конт-
роль напряжения обычно осуществляют вольтметрами, установленными
на сборных urn:Hax. На отдельно стоящем трансформаторе вольтметр
устанавливают только на стороне низкоrо напряжения либо вообще
не устанавливают. На рис. l,а приведена простейшая схема включения
электроизмерительных приборов трансформатора 1 МВ.А, 6/0,4 кВ.
Ваттметры и варметры устанавливают на повышающих трансформа
торах электростанций, трансформаторах подстанций 110 кВ и выше.
Расчетные счетчики активной и реактивной энерrии устанавливают
на стороне высшеrо (ВН) и среднеrо напряжения (СН) трехобмоточных
трансформаторов и на стороне высшеrо напряжения двухобмоточных.
На оконечных трансформаторах счетчики MorYT быть установлены
на стороне низшеrо напряжения (НН). На рис. 1,6 приведена схема вклю-
чения электроизмерительных приборов трехобмоточноrо автотрансфор-
матора 220/110/10 кВ. На стороне ВН включены три амперметра, ват-
тметр и счетчик активной энерrии. Напряжение измеряется тремя волы-
метрами, подключенными к трансформатору напряжения шин ВН. Такие
же приборы установлены и на стороне СН. На стороне НН установлено
по одному вольтметру и амперметру.
I В трехобмоточных автотрансформаторах, особенно при подключении
к обмотке НН reHepaTopa или синхронноrо компенсатора, коrда вся
мощность перецается в сторону СН или поступает со стороны СН, необ-
ходимо контролировать наrруэку общей части обмотки (00 на
рис. 1,6) автотрансформатора, которая иноrда условно называется об-
моткой СН. При некоторых режимах может иметь место случай, коrда
ток со стороны СН не превышает номинальноrо, а ток в общей части
9
Рис. 1. Схемы Вl<ЛЮчення элекrроизмерителъных прнборов:
а к трансформатору 1 МВ.А. 6/0.4 кВ; б к трехобмоточному aBTOTpaнc
форматору 220/110/10 кВ
обмотки будет выше допустимоrо. Ток измеряется одним специально
подключенным амперметром. В однофазных автотрансформаторах aM
пер метр включается через трансформатор тока, установленный на вводе
нейтрaJ1И одноrо автотрансформатора rруппы (рис. 2,а). В трехфазных
автотрансФорматорах амперметр включается на сумму линейных TO
ков сторон ВН и СН через трансФорматоры тока, имеющие одинаковый
козффициент трансФормации (рис. 2, б). Можно ero включить и через
трансФорматор тока, установленный на нейтральном проводе одной фа-
зы автотрансформатора, как показано пунктиром на рис. 1, б.
Кроме электроизмерительных приборов, на трансформаторе устанав-
ливают и друтие контрольные среДства. Уровень масла определяется по
стрелочному маслоуказателю или масломерному стеклу, располаrае-
мым на торце расширителя. Температура верхних слоев масла может
быть проверена по показаниям манометрическоrо сиrнализирующеrо
термометра, который снабжается двумя переставными сиrнальными KOH
тактами. На rерметичных маслонаполненных вводах трансФорматоров
устанавливаются манометры для контроля за давлением масла. Важную
инФормацИю о состоянии трансФорматорноrо масла может дать цвет
индикатоRноrо силикarеля (поэтому ero замена после изменения цве-
та являет{я необходимой). Устройства дутьевоrо охлаждения трансфор-
10 ;
Рис. 2. СхеМЫ включения ВН НН
амперметра для КОНТРОЛЯ
тока в общей частИ об
мотки аВТО'1рансформа
тора:
а на вводе ней'1р8ЛИ
ОДJIофазноrо авТО'1ранс-
форматора; б на сумму СН СН
линейнЫХ токов ВИ и СИ
'1рехфазноrо aBTO'1paнc В неu.mраль
форматора 2.руппы
щw
а} о}
НН нн
маторов (д, ДЦ, НДЦ) снабжаются устройствами сиrнализации о прекра
щении работы системы охлаждения, о включении резервноrо охлаждения
или резервноrо источника питания, а при принудительной циркуляции
масла (ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ) сиrнализацией о вкточении и откточении
каждоrо электронасоса, о включении резервноrо электронасоса взамен
вышедшеrо из строя рабочеrо, о прекращении работы всех рабочих
электронасосов, о вкточении резервноrо источника питания. На всех
системах охлаждения, имеюших электронасосы, устанавливают мано-
метры для контроля за давлением масла в напорном патрубке. Moryт
устанавливаться и друrие измерительные и индикаторные устройства.
Первую rруппу мероприятий по диаrностике состояния трансфор-
маторов при эксплуатации составляют работы, не требующие прикосно-
вения к работающему трансформатору. Это контроль за показаниями
перечисленных средств контроля и измерения, сиrнальных устройств
и внешние осмотры трансформаторов.
Ко второй rруппе относятся работы, не требующие откточения, но
связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или ero
ВСПОМоrательным устройствам. rлавным здесь является отбор проб
масла для проверки злектрических свойств и химическоrо анализа или
для хроматоrрафическоrо анализа растворенных в масле rазов. К этой
же rруппе относится измерение вибрации бака или дрyrих частей Tpaнc
форматора, измерение специальной аппаратурой уровня частичных раз-
рядов, отбор rаза из сработавшеrо на сиrнал rазовоrо реле и т.д.
Третья rруппа включает в себя работы, выполняемые на отключенном
трансформаторе. Это испьпания и определение состояния изоляции,
обмоток, маrнитопровода, высоковольтных вводов, переключающих
устройств и вспомоrательноrо оборудования. В частности, сюда отно-
11
сятся IЮчти все виды профилактических испытаний, осмотр электрона
сосов, различные виды ревизий и т.д.
И, наконец, к четвертой rpynne относятся работы на трансформаторе,
выведенном в ремонт. Здесь производится более полный анализ состоя-
ния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремон-
та, а также те контрольные операции, что и при изrотовлении и монтаже
трансформаторов. Однако само решение о необходимости вывода транс-
форматора в ремонт принимается на основании результатов .диаrности-
ческих операций первых трех rpynn.
Рассмотрим подробно способы проверки состояния силовых транс-
форматоров, находящихся в эксплуатации, которые применяются в
настоящее время в энерrосистемах COBeTcKoro Союза. Начнем рассмот-
рениес простейших работ, т.е. с операций первой rруппы.
3. КОНТРОЛЬ ЗА ПОКАЗАНИЯМИ
КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНblХ ПРИ БОРОВ
И OCМOTPbI ТРАНСФОРМАТОРОВ
Правила технической зксплуатации устанавливают обяэательную пе-
риодичность осмотра трансформаторов. При наличии постоянноrо дежур-
Horo персонала осмотры rлавных трансформаторов электрических
станций и подстанuий, трансформаторов собственных нужд и реакторов
производятся без отключения не реже 1 раэа в сутки. Остальные транс-
форматоры MorYT осматриваться 1 раз в неделю. Однако показания из-
мерительных приборов, установленных на трансформаторе, мoryт сни-
маться и чаще (1 раз в час и даже каждые полчаса), если это необходи-
мо для контроля эа режимом наrрузки электростанций или kakoro-то
участка энерrосистемы.
Если же постояююrо дежурноrо персонала нет. то трансформатор
осматривается выездной бриraдой 1 раз в месяц. Контроль за наrpуз-
кой таких трансформаторов осуществляется не реже чем 2 раза в rод,
в том числе 1 раз в период зимнеrо максимума.
При периодиче ких осмотрах следует проверять состояние фарфо-
ровых иэоляторов и покрышек вводов, а также установленных на транс-
форматоре разрядников, определяя наличие или отсутствие трещин,
сколов форфора, заrрязнений, течи масла через уплотнения. Необходи
мо убедиться в целости и исправности измерительных при боров (в
том числе в системе охлаждения, азотной защиты и на rерметичных ВВо-
дах), термосиrнализаторов и термометров, маслоуказателей, rаэовых
реле, мембраны ВЫХЛОIШОЙ трубы, а также проверить положение авто-
матических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние ин-
дикаторноrо силикаrеля в воздухоосушителях, состояние фланцевых
соединений маслопроводов и сварных швов (на отсутствие течи масла).
Сами по себе электроиэмерительные приборы, установленные на
трансформаторе, еще не позволяют судить о cro состоянии. Однако они
12
помоrаюТ своевременно выявить переrрузки по току или по напряже
нию. Правила технической зксплуатации, соответствующие стандарты
и инструкции завода-изrотовителя указывают предельно допустимые
превышения напряжения и тока над номинальными значениями, а также
допустимую длительность их приложения. Например, для трансформато-
ров, изrотовленных по rOCT 11677 65, допускается длительн е превы-
шение напряжения сверх номинальноrо на 5 % при номинальнои наrруз
ке. При малой наrрузке (не более 25 % номинальной) можно допустить
длительную работу этих трансформаторов с повышением напряжения на
10 %. На сколько же разрешается кратковременное (не более 6 ч в
суТки) повьпnение напряжения при номинальной наrрузке. В CTaHдap
тах 1975 r. и в rOCT l1677 85 допускается длительное превышение
напряжения на 10 % сверх номинальноrо напряжения соответствующеrо
ответвления, а для автотрансформаторов с РПН в нейтрали больше
1 О %, если рабочее возбуждение маrнитопровода не превосходит 110 %
номинальноrо возбуждения. Возбуждение стержня контролируется по
напряжению инн, ярма по разности напряжений (ивн иен).
Масляные трансформаторы допускают длительную переrрузку по то-
ку на 5 % сверх номинальноrо, если напряжение не превышает номиналь-
Horo.
Для трансформаторов, изrотовленных по rOCT l1677 65 и
rOCT 11677 75, в аварийных режимах допускается кратковременная
переrрузка по току независимо от предшествующеrо режима и системы
охлаждения в следующих пределах:
Перerрузкапотоку,%, .. ... .. . ... 30 45 60
Допустимая длительность, мин. . . . . .. 120 80 45
75
20
100
10
Для новых трансформаторов мощностью до 100 МВ.А включи
тельно допустимые систематические и аварийные перerрузки YKa
заны в rOCT 14209 85_ В нем, в отличие от ранее действовавшеrо
rOCT 14209 69, допустимые аварийные переrрузки поставлены в за-
висимость от предшествовавшей наrрузки и окружающей температуры.
Аналоrичные усложнения нормы аварийных переrрузок введены в но-
вые инструкции по эксплуатации трансформаторов мощностью более
100 МВ.А. во мноrих случаях новые нормы допускают меньшие пере-
rрузки по сравнению со старыми нормами.
При осмотре устройств РПН необходимо обращать внимание на
соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите
управления, а также на разных фазах устройства. Все элементы fiрИВОД
ных механизмов должны находиться в фиксированном положении.
Следует проверить уровень масла в баке контактора или в COOTBeTCТВY
ющем отсеке расширителя, уплотнения заrлушек и разъемов, в зимнее
время работу обоrревателей в приводах и шкафах управления обоr-
ревом, внешнее состояние ДОСТУIШЫХ осмотру элементов устройства.
13
Если устройство РПН совмещено с высоковольтным вводом (напри-
мер, ЗРНОА llO), проверяется состояние rибких спусков и состояние
воздуипюrо промежутка междУ корпусом контактора и разрядника.
Необходимо фиксировать показания сче1Чика переключений устройст-
ва РПН.
При периодическом внеlШIем осмотре трансформаторов следУет ос-
мотреть все имеющиеся на нем контрольные средства, так как они MO
ryт свидетельствовать о появлении какой то неисправности или об
опасности ее возникновения. Например, снижение уровня масла в транс-
форматоре ниже допустимоrо может свидетельствовать о наличии про-
точек в баке или системе охлаждения, о нарушении системы дыхания
или о том, что в трансформатор бьто залито недостаточное количество
масла. Дальнейшая работа трансформатора со сниженным уровнем мас-
ла может привести к срабатывнию rазовоrо реле, ускоренному старе-
нию масла, ухудшению работы или отказу системы охлаждения, а если
изоляция обмоток окажется ниже опустившеrося уровня масла, то
может произойти ее перекрытие по ВОЗдУху, что приведет к замыканию
между обмотками и серьезной аварии.
Повышение уровня выше нормы является следСтвием перелива
(т .е. избьпочноrо количества) масла. Если перелив был дОпущен в
холодное время rода или суток, то с ростом темпера1УРЫ произойдет
дальнейшее повышение уровня. В трансформаторах с азотной защитой
при зтом образуется масляная пробка в системе дыхания, работа этой
системы нарушается и может сработать rазовое реле или мембрана
выхлопной трубы. В трансформаторах с пленочной защитой, снабжен
ных предохранительными клапанами, сработает один или оба клапана.
Если один клапан после TaKoro срабатывнияя не закроется, произой-
дет аварийное отключение трансформатора.
При каждом осмотре трансформатора необходимо проверять и запи-
сывать температуру масла. Нормами оrоваривается предельное значе-
ние температуры ero верхних слоев. При номинальной нarрузке тем-
пература верхних слоев масла не должна превышать 95 о С при естествен-
ном масляном охлаждении (М) или с обдУВОМ вентиляторами (Д),
75 о С при наличии принудительной циркуляции маСла (ДЦ, НДЦ), и 70 о С
на входе в маслоохладитель при водяном охлаждении масла (Ц, НЦ) .
Если температура масла превышает допустимую, нужно выяснить
причины и принять меры к устранению неисправности. В первую очередь
следУет проверить исправность системы охла>IЩения: вентиляторов,
масляных злектронасосов, ВОЗДУlШIых и водяных маслоохладителей.
Если в системе охла>IЩения неисправностей не обнаружено, то повыше
иие температуры масла в большинстве случаев свидетельствует о возник-
новении внутренних повре>IЩений в трансформаторе: образовании корот-
козамкнутоrо контура, увеличении переходноrо сопротивления в кои
тактных соединениях, уменьшении сечения масляных каналов из-за раз-
бухания изоляции, попадания в канал постороннеrо предмета и т .д.
14
Во всех случаях длительная работа трансформатора с повышенной тем-
ператуРОЙ масла недопустима.
Срабатывание сиrnализации об отключении какоrо либо одноrо эле-
мента системы охлаждения, как правило, не требует отключения или or-
раничения наrрузки трансформатора, поскольку имеется достаточное
резервирование. Если резервный элемент не включился автоматически,
ero следует включить способом, предусмотренным местной инструк
цией по зксплуатации. При невозможности восстановления нормальной
работы системы охла>IQJ.ения трансформатора ero наrрузка и длитель-
ность работы оrраничиваются в соответствии с требованиями ПТЗ и за-
водской инструкции. Дпя систем охла>IQJ.ения ДЦ, Ц и особенно для си
стем НДЦ, lЩ установлены жесткие оrраничения длительности работы
при отказе охладителей.
Снижение давления масла в высоковольтном вводе в большинстве
случаев является следствием нарушения rерметичности ввода. Такое
повре>IQJ.ение очень опасно. Если манометр неисправен, то повреждение
не будет своевременно обнаружено. Позтому манометры надо реrуляр-
но проверять, а поврежденные заменять как можно быстрее.
При внешних осмотрах высоковольтных вводов следует обращать
внимание также на отсутствие протечек масла в месте уплотнений
зажимных шпилек (в верхней части ввода), на целостность измеритель
ных и заземляющих проводников и надежное их присоединение.
Индикаторный силикarель является простейшим средством опреде-
ления увлажнения трансформаторноrо масла. Впитывая в себя влarу,
попавшую в масло, он начинает розоветь и в дальнейшем принимает
более яркую окраску. При зтом целесообразно взять пробу масла для
непосредственноrо измерения ero влarосодержания, а также проверить
дрyrие свойства, так как изменение цвета индикаторноrо (:иликarеля
в некоторых случаях может быть вызвано интенсивным старением
масла.
Естественно, что при осмотре MorYT бьпь определены и дрyrие нару-
шения нормальной раБоты трансформатора, как, например, повышен-
ная вибрация трансформатора или ero злементов, нарушение внешних
контактных соединений (СОПРОВО>IQJ.аемое характерным потрескива
нием), нарушение крепления шин, деформация каких-либо элементов,
ПОВРC)tQJ,ения системы автоматическоrо пожаротушения, дренажной
системы и т.д.
Дежурный или оперативно-ремонтный персонал, заметив какое-
либо нарушение в работе трансформатора, должен немедленно поста-
вить об зтом в известность начальника цеха злектростанции, начальника
подстанции, района электросети или соответствующей службы пред-
приятия, принять, если зто возможно, необходимые меры для устране-
ния неисправности, сделать запись в журнал дефектов или в оперативный
журнал. Если обнаруженные неисправности не Moryт быть устранены
без отключения трансформатора, то решение об оставлении трансфор-
15
матора в работе или о выводе в ремонт принимается руко;водством
электростанции, предприятия электросетей, службой rлавноrо энерrети
ка промьшmенноrо предприятия в эависимости от местных условий.
При обнаружении внутреннесо повреждения (выделение raэа и пр.)
трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с
предварительным извещением вышестоящеrо дежурноrо персона
ла (1 ] .
На основании BHeIllliero осмотра бывает трудно сделать однознач-
ный вывод о возможности дальнейшей зксплуатаuии трансформатора
или о необходимости есо отключения. Если нет показаний, требую-
щих немедленноrо отключения трансформатора, приступают к вьшол
нению мероприятий второй rруппы. Например, если трансформатор
имеет повышенную вибрацию, определяемую при осмотре по xapaкTep
ному звуку, производят соответствующие измерения. При этом можно
определить очаr вибрации. Если очаr не определяется, а вибрирует весь
бак, то причина в большинстве случаев заключается в том, что наруши
лась жесткая установка трансформатора на катках или фундаменте.
Бывает достаточно поправить положение башмака или установить до.
полнительные прокладки, чтобы, обеспечить снижение вибрации до
уровня, допускающеrо дальнейшую эксплуатацюо.
Не отключая трансформатор, можно произвести непосредственный
осмотр всей системы охлаждения. Если невозможно восстановить ее
работу полностью, то трансформатор может зксплуатироваться с по-
ниженной наrрузкой.
В настоящее время методам проверки состояния трансформаторов
под рабочим напряжением уделяется большое внимание. Дпя вводов
750 и 500 кВ введен непрерывный контроль за изменением комплекс
ной проводимости устройством КИВ 500 (см. 9). Опыт эксплуатации
показал достаточно высокую эффективность подобных устройств. Пред-
ставляется возможность автоматическоrо контроля за состоянием изо-
ляции высоковольтных вводов с действием на сиrнал или на отклю
чение.
Разработаны и применяются в условиях испытательных станций за-
ВОДОВ4IЗсотовителей способы измерения частичных разрядов внутри
трансформатора, которыми сопровождаются почти все начинающиеся
повреждения изоляции. В зксплуатации непосредственное измерение
уровня частичных разрядов с целью опенки состояния трансформа-
тора пока не получило широкоrо распространения из-за сложности из-
мерения, трудности исключения влияния помех и недостаточности накоп-
ленноrо опыта. Большее распространение получиJШ косвенные методы.
4. ИСПЫ НИЕ И ХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
ТРАНСФО MATOPHQrO МАСЛА
Мноrие овреждения или отклонения от нормальноrо состояния BO
обще ник не проявляются при BHeIlllieM осмотре трансформаторов.
Особенно э о относится к начинающимся внутренним поврежде}{иям.
ЗнаЧИтелЬН часть внутренних повреждений может быть определена
проверкой тояния трансформаторноrо масла. Такие внутренние по
вреЖдения, ак местные переrревы, частичные разряды (в масле или
твердой из и), незначительное искрение в контактных соединениях
и т.п., так и иначе сказываются на свойствах трансформаторноrо
масла. Изменение есо характеристик происходит также при увлажнении,
заrрязнении, попадании воздуха или друсосо rаза и, наконец, в результа
те естественносо старения как самосо масла, так и твердой изоляции.
Испытание и химический анализ трансформаторноrо масла являются
старейшими и наиболее распространенными способами проверки состоя-
ния трансформаторов.
Трансформаторное масло вьmолняет функции дизлектрика и охлаж-
дающей среды. а для устройств РПН также цуrоrасящей cpeды. Свежее
трансформаторное масло светло желтоrо цвета и имеет высокие физи-
ко-химические и диэлектрические свойства. Старение масла в зксплуа
тации связано с есо окислением. При соблюдении всех правил монтажа
трансформатора и заливки масла [5] на первом этапе процесс окисления
происходит медленно. Изменения в масле обычными методами почти
не обнаруживаются, но стабильность масла постепенно снижается. На
втором этапе масло приобретает коричневый цвет, становится мутным,
увеличивается кислотное число и зольность, появляются низкомолеку
лярные кислоты, которые оказьmают вредное воздействие как на бу-
мажную изоляцию, так и на металлы. Появляются осадки, которые MO
сут ухудшить условия охлаждения обмоток.
Помимо Вf!утренних, так сказать "естественных", причин старения
масла (высокая температура, изоляционный лак, остаточная влаrа в
масле и бумажной изоляции, медь и дрyrие материалы, с которыми
соприкасается масло), сказьmаются и внеlшше причины недостаточ
ная очистка трансформатора при смене масла, попадание воды, неис
правность контактов, наличие короткозамкнутых контуров и дрyrих
причин местных переrревов и т.д. Так, при попадании воды снижается
пробивная прочность масла. В общем случае вязкость и температура
вспышки масла в зксплуатаllИИ увеличиваются за счет испарения леrких
фракций масла. Но при наличии местных переrревов за счет разложения
масла при высокой температуре без доступа воздуха температура вспыш
ки Может понизиться.
Предельно допустимые показатели физико химических и диэлектри-
ческих Свойств как БНОВЬ заливаемоrо, так и зксплуатируемоrо Tpaнc
форматорноrо масла оrраничены нормами [2] и приведены в табл. 1.
Естественно, требования к маслу, находящемуся в зксплуатации, ниже,
17
...
ос т а б л н Ц а 1. Предельные значения показателеii качества трансформаторноrо масла по нормам [2]
Значение показателя масла
N2 Наименование показателя
пjп. свежеrо после заливки
rOCT rOCT эксплуата-
ТКп 10121 76 Т-750 ТКп 10121 7 Т-750 ционноrо
всех марок
1. Пробивное напряжение, кВ, при:
Ином 15 кВ 30 30 25 25 20
Ином = 15 +35 кВ 35 35 30 30 25
Ином = 60 + 220 кВ 45 45 40 40 35
Ином = 330 + 500 кВ 55 (60) 55 (60) 55 (60) 50 (55) 50 (55) 50 (55) 45
Ином = 750 кВ 65 (70) 60 (65) 55 (60)
То же для контакторов РПН:
Ином = 10 кВ 30 30 25 25 25
Ином -= 35 кВ 35 35 30 30 30
Ином = 110 кВ 45 45 40 40 35
Ином = 220 кВ 45 45 40 40 40
2. Механические примеси Отсутсmие (визуально)
3. Кислотное число, Mr KOH/r 0,02 0,02 10,01 0,02 0,02 10,01 0,25
4. Водорастворимые кислorы и
щелочи, Mr KOH/r:
для трансформаторов более Отсутсmие 0,014
630 МВ. А и rерметичных
вводов до 500 кВ
для иеrерметичных вводов Отсутсmие 0,03
5. Темпервrура вспышки, ос 135 150 135 135 150 135 Снижение
не боnee
5 ос по
сравненИlO
сп
щим анаJПI-
зом
6. tg Б, %, при 20 ос для:
ином 220 кВ 0,2 0,2 0,3 0,3 0,7
ином = 330 + 500 кВ 0,2 0,2 0,3 0,3 0,5
при 70 ос для:
ином 220 кВ 1,5 2,0 0,3 2,0 2,5 0,5 7,0
ином = 330 + 500 кВ 1,5 2,0 0,3 2,0 2,5 0,5 5,0
ином = 750 кВ 1;5 2,0 0,3 2,0 2,5 0,5 2,0
при 90 ос 2,6 2,6 0,5 0,7
7. Влarосодержание, % по массе, для
ином 220 кв 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0.001 По завод
ским нор-
мам
ином = 330 кВ 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 (0,0025)
ином = 500 кВ 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 (0,002)
8. Температура застывания, ос 45 45 55
9. rазосодержанне 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
При м е ч а и и е. В п. 1 в скобках указаио пробивное напряжение при испытании в маслопробойиом аппарате со сферическими
электродами [9]. указанные в скобках данные в п. 7 MorYT УТОЧНЯТЬСR.
I
чем ко вновь заливаемому. К некоторым сортам масла, а также к маслу
в некоторых типах трансформаторов требования MorYT ОТIfичаться от
указанных в табл. 1, что должно быть oroBopeHo в соответств r ющих Tex
нических условиях или инструкции завода изrотовителя.
Указанные во второй колонке табл. 1 номинальные .налряжения
ином относятся к обмотке высшеrо напряжения трансфор атора, если
лроба масла берется из бака трансформатора или масло предназначено
для заливки в бак. для масла высоковольтных вводов лринимается HO
минальное налряжение ввода. для контактора устройства РПН номиналь
ное напряжение олределяется местом ero установки. Если устройство
установлено "в линии" (в автотрансформаторах на стороне среднеrо
напряжения), то лринимается номинальное напряжение данной обмотки,
если в нейтрали З5 кВ (для трансформаторов 110 кВ и более) или
10 кВ.
По [2] в трансформаторах напряжением до З5 кВ во всех случаях
масло ислытыветсяя ло пп. 1 5 табл. 1 (так называемый сокращенный
анализ). Это относится и к пробам, отбираемым при зксплуатации, и
к заливаемому маслу, и к маслу транспортируемых трансформаторов.
В трансформаторах напряжением 110 кВ и более проверка производит
ся ПО пп. 1 6 табл. 1, а оборудованных азотной или пленочной защита-
ми по пп. 1 7, 9.
Свежее масло, заливаемое во все виды маслонапопненных вводов, а
также зксплуатационное масло неrерметичных вводов испытыаетсяя по
пп. 1 5 табл. 1. Испытание по п. 6 производится только для вводов
напряжением 220 кВ и более, а также для вводов меньшеrо напряжения,
eCJbl повышен tg fJ основной изоляции или ее последних слоев. Масло
rерметичных ВВОДОВ в зксплуатации испытывается (по пп. 1 6) лишь
в случае повь ния tg fJ основной изоляции или ее последних слоев
и при повьшrении давления масла во вводе выше нормы.
Масло из контакторов устройств РПН испытыветсяя по пп. 1, 2, 5
табл. 1. Если избиратель устройства РПН расположен в отдельном баке,
ero масло также подлежит испьпанию. При зтом, если бак избирателя
соединен трубкой с баком трансформатора, масло подверrается тем
же испытаниям, что и из OCHoBHoro бака трансформатора. При пол
ностью изолированном баке избирателя достаточно испытаний по
пп. 1, 2, 5.
Отбор проб масла в эксплуатации из баков трансформаторов напря
жением ЗЗО кВ и выше, а также блочных трансформаторов мощнос1ЪЮ
180 МВ.А и более любоrо напряжения производИтся не реже 1 раза
в rод. Для остальных трансформаторов масло проверяется не реже 1 pa
за в 3 roAa. Масло неrерметичных ВВОДОВ напряжением 500 кВ прове
ряется в первые 2 rода зксплуатации не реже 2 раз в rод, в дальнейшем
1 раз в 2 rода; при напряжении 11О ЗЗО кВ 1 раз в rод в течение пер-
вых двух лет, в дальнейшем ] раз в 3 rода. Масло из rерметичных
вводов в общем случае не проверяется.
20
.
пробы масла из контакторов устройств РПН должны отбираться не
еже 1 раза в {"од. Однако если переключения производятся достаточ-
o часто, то отбор проб произвоцится через меньшие интервалы BpeMe
и Обычно число переключений между отборами проб должно COCTaв
я не более 5000, если иное не указано в инструкции завода изrо-
товмтеля. при СlШжеиии пробивноrо напряжения или обнаруженЮI во-
дь! маСЛО в контакторе подлежит замене. Для мноrих устройств РПН
инстрУКЦИИ заводов-изrотовителей требуют заменять масло в KOНTaK
торе через 5 лет или 25 тыс. переключений независимо от ero co
стояния.
В зависимости от конкретных условий пробы масла как из бака
трансформатора, I"aK и из контакторов устройств РПН MorYT отбираться
чаще, чем зто предусмотрено нормами. Некоторые такие случаи будут
рассмотрены в последующих парarрафах.
для Toro чтобы результаты испытания или анализа масла бьти досто-
верными, отбор проб должен производиться аккуратно. с тем чтобы
не допустить увлажнения, заrрязнения масла и возникновения помех.
Нужно очистить пробку или кран от rрязи и пьmи, слить в посторон
нюю емкость некоторое количество масла (с тем чтобы промыть OTBepc
тие крана и быrь уверенным, что в пробу попало масло из интересую
щей емкости, а не из маслосливной трубки), затем набирать пробу.
Пробу берут в банку вместимостью не менее 0,5 n с притертой пробкой
после AByкpamoro ополаскивания ма:::лом, предназначенным для иCilЫ
таний. Следует помнить, что при резком изменении температуры банок
на них может конденсироваться влаrа, позтому открывать банки следует
после Toro, как они приняли температуру среды. Это относится как
к пустым, так и к заполнеffilЫМ банкам. В чаСI"НОСТИ, посrynившая на
испытания проба масла должна постоять в помещении лаборатории ле
том 2 3 ч, зимой 8 12 ч.
Одной из основных характеристик масла является электрическая
прочность, или пробивное напряжение. В СССР испытание производится
в стаlЩартном разряднике, преДставляющем собой два IШоских или сфе-
рических электрода диаметром 25 мм, расположенных взаимно парал
лельно в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм дPyr от друrа.
Исследования, вьшолнеffilые ПО "Союзтехзнерrо", показали, что для
трансформаторнorо масла с пробивным напряжением выше 50 кВ значе
ние пробивноrо напряжения, определенное в аппарате со сферическими
злеКтродами, Выше, чем значение, определенное в аппарате с IШоскими
злектродами, в среднем на 6 кВ, а для масла с пробивным напряжением
менее 50 кВ оно ниже в среднем на 5 кВ. Позтому допустимые значе-
ния проБИВНоrо напряжения масла в трансформаторах класса напряже
ния 330 кВ и более разные ДЛЯ случаев использования IШоских и сфе-
рических злектродов. В табл. 1 допустимые значения для сферических
электродов Приведены в скобках [9].
21
........./.
ТР I
i{J
Рис. 3. Принципиальная схема установки
для опрlЩеления электрической прочности
трансформаторноrо масла:
тр трансформатор реrулирующий;
т трансформатор повышающий; R
резистор токооrраничивающий; F cтaн
дартиый разрядник
Для определения пробивноrо напряжения можно использовать ап
параты АИИ 70, АИМ 80 и др. Принципиальная схема установки для
определения электрической прочности масла приведена на рис. З. Вольт
метр, как правило, включается на стороне низшеrо напряжения, а rpa
дуируется с учетом коэффициента трансформации испытательноrо Tpaнc
форматора, Т.е. показывает испытательное напряжение. ПЛавно подни
мая напряжение и непрерывно наблюдая за показанием киловольт
метра, фиксируют напряжение, при котором происходит пробой масла.
Перед испытанием ванночку и электроды ополаскивают испытуемым
маслом. Испытание проводится 5 6 раз с интервалом 1 10 мин в зави
симости от типа аппарата. За пробивное напряжение принимают cpeд
нее из шести (п = 6) значений
U пр = (и 1 + и 2 + ... + ип)/п.
Если один пробой (обычно первый) резко отличается от друrих,
ero значение отбрасывается и определяется среднее значение пяти (п =
= 5) остальных пробоев [5,6].
Снижение пробивноrо напряжения свидетельствует, как правило,
о зarрязнении масла водой, воздухом, волокнами и друтими приме
сями. Практически любое развивающееся в трансформаторе поврежде
ние рано или поздно приводит К снижению пробивноrо напряжения мac
ла, и в этом смысле ero можно считать комплексной характеристикой
состояния масла.
Друrим показателем, характеризующим свойства трансформатор
Horo масла как диэлектрика, является Ta1tZe1tC уz.rш диэлектрических
потерь или tg Б. Если к идеальному диэлектрику приложить перемен
ное напряжение U (рис. 4), то через Hero будет протекать емкостный ток
Ic. В реальном диэлектрике ток содержит также активную составляю
щую Ia, определяющую мощность, рассеиваемую в диэлектрике. Эта
мощность называется диэлектрическими потерями. СуммаpIый ток 1
в реальном диэлектрике, в том числе и в масле, оказывается сдвинутым
от напряжения не на 900, а на меньший уrол, равный 900 Б. Чем хуже
дизлектрик (или соответственно чем хуже качество масла), тем боль
ше в нем потери, тем больше активная составляющая тока Ia и тем боль
ше уrол Б.
ДИэлектрические потери принято характеризовать TaнreHcoM этоrо
утла (tg Б).
22
Рис. 4. Векторная диarрамма напряжения и тока в
диэлектрике
jj
..
Iа
поскольку потери Р = Ul cos (900 Б) = Ша = ШС tg Б, то tg Б = Ia/IC
или в процентах tg Б == (Ia/1c) 100 %.
Диэлектрические потери для свежеrо масла характеризуют ero Ka
чество и степень очистки, а в эксплуатации степень заrрязнения и CTa
рения масла. Повышенные диэлектрические потери масла приводят к
снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом. При
повышении tg Б масла сверх нормируемоrо предела нужно принять Me
ры к ero снижению или заменить масло.
Для определения tg Б масло заливают в специальный сосуд с цилинд
рическими или плоскими злектродами. Измерение производят с по
мощью моста переменноro тока типов Р525, Р5026 и др. по так назы-
ваемой прямой схеме. Прямая схема используется в том случае, коrда
ни один электрод (полюс) испьпуемоrо объекта не связан с землей.
Если один из полюсов (обычно это корпус или бак) заэемлен, приме
няется так назьшаемая перевернутая схема (см. 6). Прямая и перевер
нутая схемы включения моста приведены на рис. 5. Поскольку напряже
ние на электродах должно быть 2 кВ (при расстоянии между ними
2 мм), питание моста осушествляется через трансформатор Т. Реrули
руя R3 и С 4 , добиваются равновесия моста. Сопротивления моста и эта
лонноrо конденсатора моста подобраны так, что tg Б = С 4 . Следователь-
Но, при измерении достаточно произвести отсчет емкости С 4 . Значение
R 3 при всех измерениях дизлектрических потерь масла практически
не меняется.
:э
:ТJl
Рис. 5. ПРинципиальная схема моста переменноrо тока:
а прямая; б перевернутая; Т трансформатор; С Х ИСПЫ ту емый объ-
ект. С б
er' о о раэцовый конденсатор; N НУЛЬ-ИIЩикатор (rалъванометр); R 3
Р Улируемый резистор моста; С 4 реrулируемый конденсатор моста. Э эк-
ран моста .
23
Перед измерением нужно проверить схему моста с присоединенными
к нему электродами сосуда на отсутствие потерь. Это делают перед за
ливкой испытуемоrо масла в сосуд. Потерь нет, если С 4 =0. В противном
случае следует проверить правильность сборки схемы и чистоту электро
дов. К сожалению, такая проверка проводится не всеrда, что приводит
к получению ложных результатов. Каждое измерение целесообразно
повторять дважды при разных положениях переключателя полярности
rальванометра и при максимальной ero чувствительности.
В настоящее время на HeKOT pыe виды трансформаторноrо масла
нормируют tg f> при температуре 90 Ос, однако в зксплуатационных
руководящих материалах tg f> нормируется при 20 и 70 ОС [2J. Для KOM
плёксной оценки состояния трансформатора и ero узлов следует в зкс
плуатации определять tg f> масла при всех трех температурах (20, 70
и 90 ОС). В некоторых случаях (например, в жаркие летние дни) TPYД
но обеспечить температуру масла 20 Ос. Torna измерение tg f>Mt произ-
водится при комнатной температуре 1, О С, а TaHreHC уrла диэлектричес-
ких потерь при 20 О С определяется по формуле
tg ЬМ20 = tg f>Мt/Кз,
rде К з козффициент, зависящий от разности температур, Д1 = 1
20 Ос, принимаемый сошасно табл. 7 (см. 6).
Для трансформаторов 500 750 кВ и для мощных блочных трансфор-
маторов 220 кВ значения tg f> масла, допустимые в зксплуатации, отли
чаются от указанных в табл. 1. Например, соrласно заводской инструк-
ции для трансформаторов ТНЦ-l000000/500 оно должно быть не более
4%при90 0 с. .
Пробивное напряжение и tg f> масла определяют в электротехничес-
кой лаборатории. Остальные нормируемые величины характеризуют фи-
зико-химические свойства, и их определяют в химической лаборатории.
OJ эпектротехническоrо персонала требуется доставить в лаборато-
рию пробу масла и затем правильно оценить результаты анализа. Pac
смотрим некоторые из зтих показателей.
Цвет масла обычно светло желтый. В эксплуатации под влиянием
HarpeBa, зarрязнений, образующихся смол и осадков масло темнеет.
Темный цвет свежеrо масла свидетеЛЬСТВУeI о неуДовлетворительной
очистке. Быстрое и сильное потемнение масла указывает на ero переrрев
или образование уrля. Цвет определяют после пропускания пробы
через фильтр. Цвет масла служит для ориентировочной оценки ero
качества.
Механическими примесями называют любые нерастворенные вещест-
ва, содержащиеся в масле в виде осадка или Во взвешенном состоянии
Первая rруппа примесей зто волокна, пыль и друrие элементы, попав
щие в масло в результате растворения различноrо вида связующих
веществ (красок, лаков и т.д). ОIЩ влияют на электрическую прочность
24
И нали чие О пр еделяют, просматривая на свет стеклянный сосуд,
масла. х
ыи нал ито масло, после предварительносо встряхивания.
в котор
П И возникновениИ в масле электрическои дуси кроме сазов обра
р б
зуется второй вид примесеи твердые о yrлившиеся частицы, называе-
мые взвешенным yrлеродом. Масло, в котором cope a дyrа, приобре-
т синеватый оттенок и флуоресцирует. Взвешенныи услерод леско
T П
удаляется из масла обычнои механическои очисткои. ри очень сильном
засорении продуктами сорения масло подлежит восстановлению или за
мене.
УЖе отмечалось, что в процессе старения масла образуются Hepacт
воримые осадки шлам. Некоторые из них сильно сисроскопичны, И
их отложения на поверхности изоляции мосут вызвать пере крыт ия.
Оседая на обмотке, шламы сильно уменьшают, а иносда и закупоривают
масляные каналы, что ухудшает охлаждение и может привести к Heдo
пустимым пересревам.
Обычно наличие механических примесей проверяют на просвет ви-
зуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество
не превышает SO с на 1 т масла. Однако для трансформаторов напряже
нием более 750 кВ предельное нормируемое количество примессй со-
ставляет. 5 15 с/т, что требует, конечно, более точных методов контроля.
Определенное количество масла пропускается через фильтр, который
взвешивается до фильтров.ания масла и после. Разность масс и дает коли
чество осадков.
Влаzосодержание масла в малых концентрациях существенносо влии-
нии на есо свойства не оказывает, но при превышении нормы вода может
оказать субительное действие на трансформатор. Ее наличие свидетельст-
вует либо о потере серметичности (в том числе во вводах, в системе
охлаждения и Т,Д.), либо о чрезвычайно сильном старении масла. Осаж
денная на ДНе бака Вода сама по себе не снижает электрической прочнос
ти масла, но может перейти в растворенное состояние в масле или даже
увлажнить твердую изоляцию. Вода может проникнуть в масло из возду-
ха при изменении объема масла вследствие есо попеременносо натрева
и охлаждения. Трансформаторы с исправной пленочной защитой Mac
ла в раСШИрителе от такой опасности избавлены. Вода может находиться
в масле также в ВИДе взвешенных частиц.
Власосодержание определяется по количеству ВоДорода, выделяемо-
со при взаимодействии масла с сидридом кальция. Строят срафик отно-
шения времени начала реакции к количеству вьщелившerося саза в тече-
ние 45 мин, из несо определяют (по номосрамме или формуле) объем
вьщеЛЯющесося ВоДорода, а затем с учетом плотности масла при тем-
пературе ИСпытания рассчитывают власосодержание. Оно выражается
в процентах массы (см. табл. 1) или в сраммах ВОДЫ на тонну масла,
причем 0,001 % = 10 с/т.
Важиой характеристикой ЯВЛЯется температура вспышки масла.
Чем ниже температура вспышки, тем больше испаряемость. При испа-
25
рении масла ухудшается ero состав, растет вязкость, образуются взрьmо-
опасные и друrие rазы. Особенно опасно снижение температуры вспыш-
ки масла в устройствах РПН.
Для определения температуры вспышки масло заливают в закрытый
сосуд (тиrль) и нarревают. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воз-
духом, образуют смесь, которая вспыхивает при определенной темпе-
ратуре при поднесении к ней пламени или от электрической искры.
При разложении масла, сопровождаемом снижением температуры
ВСПЪШIки, въщеляются rазы. При этом срабатъmает rазовая эащита
(нв сиrnал или на отключение). В РЯде случаев по снижению температу-
ры ВСПЪШIки И по составу rаза, скопившеrося в rазовом реле, можно
определить характер поврежцений внутри трансформатора.
Кислотным числом масла назьmают количество едкоrо кали (КОН),
выраженноrо в миллиrраммах, которое необходимо для нейтрализации
свободных кислот в 1 r масла. В крупных трансформаторах допус-
тимое в эксплуатации значение меньше, чем приведенное в табл. 1 (для
ТНЦ-lOООООО/500 0,15 Mr КОН).
Водорастворимые кислоты и щелочи MorYT попасть в масло при
рафинировании и реrенерации (серная кислота и щелочи) или образо-
ваться в эксплуатации в результате окисления (низкомолекулярные
кислоты, дающие кислую реакцию водной вытяжки). Наличие низко-
TeMnepaтypH IX кислот свидетельствует о плохом качестве масла, ero
быстром разрушении. Эти кислоты arрессивны, MoryT быть причиной
коррозии металла и старения твердой изоляции. Для обнаружения кис-
лот применяется 0,02 %-ный водный раствор метилоранжа, а для об-
наружения щелочей и мьт 1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеи-
на, которые меняют свой цвет в присутствии контролируемых компо-
нентов. При содержании водорастворимых кислот и щелочей 0,015 Mr
КОН и более (в трансформаторах мощностью до 630 МВ.А 0,03 мr
КОН) нужно произвести реrенерацию или замену масла.
. Стабильность масла определяется проведением ero искусственноrо
старения (окисления) в специалъных аппаратах, выражается двумя по-
казателями процентным содержанием осадка и кислотным числом,
определяется лишь для свежеrо масла.
Натровая проба характеризует степень отмывки масла от посто-
ронних примесей. Этот показатель также используется лишь для свеже-
ro масла и в эксплуатации не проверяется.
Температуру застыlанuя проверяют для масла трансформаторов,
работающих в ceBepHbIX условиях. Это наибольшая TeмnepaTYPa, при
которой масло застьmает настолько, что при наклоне пробирки под
уrлом 450 ero уровень в течение 1 мин остается неизменным. Снижение
температуры застыания затрудняет работу маслонасосов, устройств
РПН и переключателей без возбужцения (ПБВ).
rазосодержание масла определяют при проведении работ, связан-
ных с деrазацией и азотированием масла. В принципе суммарное rазо-
26
содержание масла можно определять с по
мощью хроматоrрафа, но все действующие
нормы ориентированы на измерение абсорб
циометром. В стеклянной колбе распыли
теля создается вакуум. В нее заливают
маслО и по изменению остаточноrо давле
ния определяют rазосодержание пробы.
Друrие показатели масла не нормируют
ся и носят вспомоrательный характер. Плот-
ность (удельная масса) наиболее просто
определяется с помощью ареометра. Стати-
стическая и динамическая вязкость измеря-
ется соответственно с помощью вискозиметров Энrлера и Пинкевича.
Содержание- серы измеряется, как правило, лишь в процессе отработ
ки технолоrии производства трансформаторноrо масла.
Аналuз 20за из 20306020 реле выполняется на rазоанализаторе или на
хроматоrрафе (последнее точнее). Для получения правильных резуль-
татов нужно правильно отобрать пробу rаза. Для зтоrо пользуются при-
бором (рис. 6), размещаемым в специальном деревянном футляре.
Отбор пробы следует производить следующим образом. Уравнительная
склянка 2 зllполняется 22 о/о-ным раствором поваренной соли с добав
лением 5 6 капель серной кислоты и метиловоrо оранжевоrо индика-
тора (вместо зтоrо можно применять водный раствор rnицерина 1: 1
по объему или трансформаторное масло). Открывают краны 5 пипет
ки 1, поднимают склянку 2 выше Bepxнero крана и, коrда жидкость,
заполнив пипетку, начнет вытекать из резиновой трубки 4, закрывают
краны 5 и надевают зажим 3. В пипетке не должно оставаться пузырь
ков воздуха. Конец трубки 4 надевают на штуцер закрытоrо крана ra-
Зовоrо реле, опускают пипетку ниже зтоrо крана, открывают краны 5
пипетки и снимают зажим 3. Уровень жидкости в пипетке не должен
Опускаться. Если он опускается, то прибор неисправен или трубка 4
неплотно надета на штуцер. Лишь убедившись в отсутствии подсоса
ВОздуха, можно оТкрьтать кран rазовоrо реле. Отбор rаза ведут ДР тех
пор, пока уровень масла в реле не достиrнет верхней отметки на CMOT
ровом стекле или пока не заполнится пипетка (ее вместимость 500 мл).
Затем закрьmают кран rазовоrо реле, поднимают склянку 2 выше
Bepxнero края пипетки, закрывают краны 5 пипетки. Пипетка с закры
тыми кранами доставляется в химическую лабораторию.
27
6 П ибо р для отбора проб rаза из rаЗОБоrо
Рис. . Р
p e J
1
Т а б л и ц а 2. Состав rаза в rазовом реле при внутрениих
повреждениях трансформаторов
Содержание компонентов, % объема
Причина появления метан + ацетилен +
rаза окись yr уrлекис
водород + этан + этилен лерода лыlt rаз
Электрическая дyra в 40 65 O,l 5 O,1 5 О O,2 0,3
масле
Разложение масла и 30 65 O,5 1O O,2 5 1 25 0,2 5
твердой изоляции элек
трической дуrой
Разложение масла при O,5 30 3 1O 0,2 10 О O,02 O,1 2
HarpeBe
Разложение масла и 2 25 2 1O O,I 1O O,2 15 O,2 5
твердой изоляции при
HarpeBe и под дейст
вием частичных раз
рядов
о наличии или отсутствии повреждений в трансформаторе по резуль
татам анализа rаза из rазовоrо реле можно судить по данным табл. 2.
Основными примерами первых двух видов повреждений, указаННЬLХ
в табл. 2, связанных с наличием дуrи и характеризуемых в первую
очередь болышfM количеством водорода ("rорючий" rаз из rазовоrо
реле), является перекрытие в устройстве РПН и межвитковое замы-
кание. rазовое реле, как правило, работает на откточение, происхо
дит выброс масла через выхлопную трубу или предохранительный кла
пан. Трансформатор подлежит выводу в ремонт.
Третий вид повреждения разложение масла связан с наличием
повышенных местных HarpeBoB. Решение о выводе в ремонт трансфор
матора при наличии зтоrо, а также четвертоrо вида повреждения при
нимается в соответствии с инструкцией по зксплуатации и ПТЭ в зави
симости от местных условий (см. также "Инструкцию по определению
характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу rаза
из rазовоrо реле". М: Союзтехэнерrо, 1980. 15 с).
5. ХРОМАтоrРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ rАЗОВ
в последнее десятилетие для диаrностики состояния трансформа
тора получил lШfрокое распространение и показал удовлетворительные
результаты хроматоrрафический анализ растворенных в масле rазов.
От злектротехническоrо персонала и злектромонтеров требуется пра-
вильно отобрать пробу масла и доставить ее в лабораторию, а после
выполнения анализа правильно истолковать ero результаты и принять
решение о дальнейшей зксплуатации трансформатора. Анализ выпол-
28
Рис. 7. Отбор пробы масла в шприц
няетсЯ на хроматоrрафе, как прави
о специально подrотовленными pa
л , б
ботнИКами химическои служ ы.
Существует несколько способов BЫ
деления rазов из масла, каждому из
которых соответствуют свои способы
отбора пробы масла. Рассмотрим два
наиболее распространенных способа.
Отбор пробы .!tШсла в стеклянные шприцы применяется в случае BЫ
деления растворенных в масле rазов с помощью вакуума. Отбор проб
прои:зводится в медицинские lШIрицы объемом 5 или 10 мл. Предвари
тельно шприц проверяют на rерметичность. Для этоrо оттяrивают
поршень до предела и затем конец иrлы lШIрица вводят в резино
вую пробку, не протыкая ее насквозь. Надавливают на шток, перемещая
порl!l:НЬ примерно на половину ero входа. В таком состоянии шприц
вместе с пробкой опускают в ввоцу. Отсутствие пузырьков выделяе
Moro воздуха свцдетельствует о достаточной rерметичности.
для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный naT
рубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от зarрязнений.
При отборе нужно слить некоторое количество масла, застоявшеrося
в патрубке, промыть маслом шприц и маслоотборное приспособление.
Лу'llШ Bcero пользоваться схемой, рекомендованной методическими
указаниями [3]. Тройник 5 (рис. 7) с резиновой пробкой 7 с помощью
резиновой трубки 2 и переходника соединяют с патрубком 1 трансфор
матора, а трубкой 3 с трехходовым или иным краном 4. Вся система
должна быть rерметичной. Длина трубки 2 выбирается такой, чтобы
бьто удобно оперировать с тройником 5 и lШIрицем 6. Открывают BeH
тиль на трансформаторе. Открывают кран 4 и сливают 1 2 л масла.
Закрывают кран 4. вводят иrлу lШIрица в тройник 5. протыкая Ha
сквозь пробку Z Заполняют lШIриц маслом. Под избыточным давлением
масла поршень шприца должен перемещаться свободно. ОТКр lВают
(не Полностью) кран 4. Для промывки lШIрица нажимают на ero поршень
и вьщавливают из Hero масло. Операцию повторяют 2 раза. Затем, наб
рав масло в lШIриц, вынимают ero из тройника и вводят конец иrлы в
заранее подrотовленную резиновую пробку (как при проверке repMe
ТИЧНости lШIрица). Закрывают вентиль на трансформаторе и отсоединяют
систему отбора.
Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную
(лучше деревянную) тару с rнездами для lШIрицев, маркируют пробу
и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует фикси
РОвать объект (злектростанция или подстанция ), местную маркиров
29
*
1
12
J
11
ЮV
Рис. 8. Схема маслоотборноrо устройства
ку трансформатора, место О1бора пробы (бак, устройство РfШ, ввод),
дату отбора пробы и кем ВЫПOJшен отбор. Часто на lШIрице ставят крат-
кое условное обозначение, которое расшифровывается в журнале.
Отбор пробы масла в маслоотборнuк производится при так называ.
емом частичном вьщелении растворенных в масле rазов. Точность ре.
зультатов анализа здесь значительно выше, чем в предыдущем случае,
однако требуемый объем масла велик (несколько литров), что услож-
няет отбор и транспортировку пробы. Обычно пользуются маслоотбор-
ником вместимостью 2,5 З л, схема KOToporo приведена на рис. 8.
В нормальном положении поршень 1 опущен на дно, барботер* 2 с дат-
чиком температуры 3 и закрытым вентилем 4 ввернут в отверстие 5.
Вентиль 6 закрыт. Отверстие 7 в дне маслоотборника закрыто зarлуш-
кой 8.
Пробы масла отбирают из патрубка 9, расположенноrо в поддоне
трансформатора и нормально закрьпоrо пробкой. К патрубку присое-
ДЮlЯется резШlОВая трубка диаметром 5 8 ММ, имеющая на конце
штуцер с накидной raйкой 10. Сливают 1,5 2 л масла. Штуцер 10 пере.
ворачивают накидной rайкой вверх (как показано на рис. 8) и pery.
лируют расход масла (примерно 1 мл/с). При таком расходе масло за.
полняет накидную rайку и медленно стекает по ее краям.
Из маслоотборника вывертывают барботер 2 4 и, нажимая што.
ком 11 на хвостовик поршия, переводят поршень вверх. Шток ВВОДЯI
через отверстие 7. Переворачивают маслоотборник кверху дном и на-
вертывают накидную rайку 10 на отверстие 5 настолько, чтобы масло
перестало подтекать из штуцера. Происходит заполнение маслоотборни.
ка. Расход масла при этом должен быть примерно 0,5 л/мин. Korдa из
отверстия 7 показывается хвостовик поршня 12, следует завернуть H
место заrлушку 8. Прекратив подачу масла, но не отсоединяя шпанr 9
'" Приспособление, используемое при выделении из масла растворенных rазоlJ.
30
ивают маслоотборник дном вниз. Отвернув штуцер 10 и
10, переворач ч то масЛо полностью заполняет патрубок 5. ввертывают
У бедившиСЬ, б
ба боте р 2 с закрытым вентилем 4. Маслоот орник, заполнен-
на место Р
М Д оставляют в лабораторию для анализа.
ныи масЛО , б б
В случ аях rлавное требование при от оре и доставке про ы
о всех-
лаб о р ато р ию обеспечить rерметичность и не допустить заrряз-
масла в б
И У влажнения масла. Время хранения про ы до провецения
нения ил )
анализа долЖНО быть минимальным (не более суток .
Проведя анализ, лаборатория вьщает результаты и, как правило,
указывает на отклонение от нормы содержания тех или иных растворен-
ных rазоВ. Однако решение о дальнейшей эксплуатации трансформа-
тора принимает электротехническая служба.
При анализе определяют содержание уrлекислоrо rаза С0 2 , окиси
уrлерода СО, водорода Н 2 и уrлеводородов метана СН 4 , ацептена
С 2 Н 2 , этилена C2 , этана С 2 Н 6 , а также кислорода 02 и азота N 2 .
Однако чаще производится анализ не по всем перечисленным rазам,
а по части из них, например уrлекислому rазу, ацетилену и зтилену.
Естественно, чем меньшая номенклатура rазов учитывается, тем MeHЬ
ше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение
трансформатора.
В настоящее время с помощью хроматоzрафическоzо анализа мож
но определить две zpYnnbl noвреждений силовых трансформаторов:
1) дефекты твердой изоляции (переrpевы и ускоренное старение твep
дой злектрической изоляции, частичные разряды в бумажно-масляной
изоляции), 2) переrревы металла и чаС1ИЧНые разряды в масле (дефек-
ты токоведуlЩlХ частей, особенно контак1НЫХ соединений. мarнито
провода и КОНСТРУКЦИОННЫХ частей. в том числе с образованием корот-
козамкнутых контуров И др.).
Для дефектов первой rруппы характерно вьщеление уrлекислоrо
rаза и окиси уrлерода. Для трансформаторов с открытым дыханием
и азотиой заlЩlТОЙ масла в качестве критерия оценки состояния ис-
пользуется концентрация уrлекислоrо rаза. Установлено. что опасные
дефекты перВОЙ rруппы имеют место при концентрациях С0 2 . превы
шающих указанные в табл. з.
О критериях оценки состояния трансформаторов с пленочной защи-
ТОЙ масла будет сказано ниже.
Для ВТОроЙ rруппы дефектов характерно выделение этилена или
ацетилена. MorYT присуТСтвовать оба этих rаза одновременно. а также
сопyrСтвующие rазы метан и водород. Опасные концентрации приве-
дены в табл. з.
Как следует ПОДХОДИТЬ к решению вопроса о дальнейшей эксплуата-
ции трансформатора? Наибольшую опасносп. представляют те повреж-
дении первой I'руппы. которые связаны с повреждением твердой нзоля-
ции обмоток или Отводов. Достаточно какоrо-либо ДопоЛНительноrо
в
оздеиствия. Чтобы трансформатор получил повреждение. Например,
31
Т а б л и ц а 3. Предельные концентрации растворенных в масле rазов
для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла
rруппа
дефектов
Защита масла
Первая
rидрозатвором
и воздухоочис
тителем
Азоmая
Вторая
Всех систем
Среднеrодовая XapaKTep Предельная KOH
температура ный rаз центрация,
масла, ос %
40 СО2 0,6
>40 СО 2 1
40 СО 2 0,3
>40 СО 2 0,5
С 2 Н,! 0,008
С 2 Н 2 0,01
СН,! 0,01
возникающие даже при не очень близком К3 механические воздейст.
вия MorYT привести к повреждению изоляции 'в месте возникшеrо де.
фекта, образованию дуrи и аварийному отключению. Такие трансфор,
маторы следует выводить в ремонт в первую очередь.
Чтобы более правильно решить вопрос о степени срочности вывощ
трансформатора в ремонт, нужно учитывать ряд дополнительных об-
стоятельств. Уrлекислый rаз может образоваться и по причинам, Н!
связанным с изоляцией обмоток или отводов. К такому зффекту мо.
жет привести умеренно повышенный HarpeB большой площа.ци метал.
ла или сильное старение масла, а также частые переrрузки, перевоз.
бу>IЩСНИЯ, отказы системы охла>IЩения. В зксплуатации имели месте
ошибочные подключения баллона с уrлекислыM rазом вместо азоТl
к системе азотной защиты. В зтих случаях следует учитывтьь данны!
злектрических испытаний и химическоrо анализа масла (см. 4), !
также рекомендации завода изrотовителя, связанные с конструктив
ными особенностями и данными о повре>IЩаемости данноrо типа транс
форматоров. Можно провести сравнительный анализ на содержанИf
yrлекислоrо rаза в трансформаторе Toro же типа, работающеrо то il<!
самое время в тех же условиях в аналоrичном режиме.
При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции яме
ет черно коричневый ивет и отчетливо выделяется на фоне остальноi
части изоляции. На ней Moryт бьпь видны ветвистые побеrи, предстаВЛЯ F
щие собой следы разряда.
дефекты второй rруппы наиболее опасны в том случае, если oJJJ
расположены в непосредственной близости от твердой изоляцИи, ;
также при неисправности токоведущих соединений. Если повре>IЩеllll
затронуло твердую изоляцию, зто мuжет быть установлено по рос1
кониснтрации уrлекислоrо rаза, особенно при сравнении с данныМ
анализа для соседнеrо TaKoro же трансформатора. Опасная неисправнос1
токов едущих частей определяется измерением злектрическоrо СОПрl
32
б ток постоJIЮIОМУ току (см. 7). Такие трансформа-
тивления о мо
выводить В рем>ш в первую очередь, как и при Поврежде-
торы следу т уппы В общем случае повышенное содержание этиле-
ниях первои rp a ПР И о р мальном содержании yrлекислоrо rаза укаэы-
на и ацетилен
еrpе вы конст р укционных частеи или мarнитопровода. В
вает на пер
е капи тальный ремонт следует провести в ближаишие 6 мес.
этом случа
Естественно, при решении вопроса о выводе в ремонт нужно учитывать
возможность появления rаэов по иным причинам, не связ анным с де-
фектом caмoro трансформатора, повреждение двиrателеи эпектрон -
сосов системы охлаждения, проникновение rазов из контактора устрои-
ства РШI и др.
При вьшоде в ремонт трансформаторов с повреждениями второй
rруппы в месте повреждения находят вязкие или TBepДble продукты
разложения масла черноrо цвета.
При вводе в работу трансформатора после каnитальноrо ремонта
хроматоrрафический анализ в течение первоrо месяца может показать
наличие ранее обнаруженных rаэов. Если дефекты при ремонте были
устранены, то концентрация характерных rазов (кроме yrлекислоrо)
в дальнейшем уменьшается, а yrлекислоrо rаэа не изменяется. Уве-
личение концентрации свидетельствует о том, что дефект при ремонте
не был устранен.
для 1pЭIIсформаторов, имеюЩИХ пленочную защиту масла, а также
Д1IJI дpyrнx трансформаторов, в которых иа основании анализа npедпола-
r&лое. повреждение твердой изоляции, но оно не бьто выявлено при
каlDlТальном peМJнтe, проводится расширенный анализ растворенных
в масле rаэов. Оценка степени опасности предполаrаемоrо повреждения
производится по отношениям концентрации rаэов в соответствии с дан-
ными табл. 4.
Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоля-
ции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предполо-
жить ero наличие можно в том случае, если на Hero укаэывают не менее
двух ОПlошений в приведенной таблице. Эксплуатация таких транс-
форматоров допускается только с соrпасия завода-изrотовителя.
Если обнаружены частичные разряды в масле, нужно убедиться, что
возникший дефект не затраrивает т:аердую изоляцию. Для зтоrо хрома-
тоrрафический анализ растворенных в масле rазов следует повторять
через ка>IЩые две недели. Если в течение 3 мес отношения не изменяют-
ся, то твердаЯ изоляция не затронута.
ДополНительным подтверждением повреждений, выявленных по
указанным ОПlошениям, является скорость изменения концентрации
rаэов. Свидетельством наличия опасноrо дефекта является увеличение
концентрации ацетилена при частичных разрядах в масле на 0,004
0,01 % в месяц и более, при частичных разрядах в твердой изоляции
на О,02 О,ОЗ % в месяц. Для переrревов (последняя колонка таблицы)
характерно СНижение скорости нарастания концентрации rазов (в пер-
2 6287 33
Т а б л и ц а 4. Опасные ОПlOwенин концентраций растворенных в масле rазов
в -трансформаторах с пленочной защитой масла
Ornоwение
концеН'1раций
rазов
ОПlOwение концен'1рации npи наличии
часmчнЪlХ разрядов
neperpeBoB TOKOBeдy
щих соединений и эле-
ментов конструкции
в масле
в твердой
изоляции
СН 4 : Н 2
С 2 Н 2 : С 2 Н 4
С 2 Н 6 : С 2 Н 2
С 2 Н 6 : СН 4
СО 2 :СО
СН 4 _: С 2 Н 4
С 2 Н 4 : С 2 Н 6
С 2 Н 2 : СН 4
0,4 1
Более 1
Менее 0,5
Менее 0,2
Менее 3
Основные показателн
Менее 0,4
Менее 1
Менее 0,5
Менее 0,2
Более 10
Более 1
. Менее 0,5
Более 0,5
Более 0,2
Менее 10
Дополнительные показатели
Более 5
1 5
Менее 0,4
1 5
Более 5
Менее 0,4
вую очередь метана и ацетилена), при этом рекомендуется провести
деrазацию масла в баке трансформатора с последующим отбором проб
1 раз в 2 недели.
В общем случае периодичность отбора проб для хроматоrрафическо
ro анализа растворенных в масле rазов 1 раз в 6 мес. Для трансфор
маторов 750 кВ дополнительно производится отбор проб-ы через 2 не-
дели после включения.
Блаrодаря высокой эффективности диаrностики состояния трансфор-
маторов путем хроматоrрафическоrо анализа растворенных в масле ra-
зов в ряде энерrосистем (на УкраиiIе, в Мосэнерrо и др.) уменьщен
объем работ по традиционным измерениям характеристик изоляции
трансформаторов, требующим их отключения.
6. ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ
Профилактические испытания трансформаторов производятся Б
соответствии с требованиями ПТЭ и Норм испытаний электрообору-
дования [2] при каждом текущем и капитальном ремонте_ Текущий
ремонт трансформаторов с устройствами РПН производится ежеrод-
но, без РПН 1 раз в два roAa для rлавных трансформаторов электро-
станций и подстанций и трансформаторов собствеНI:IЫХ нужд и 1 раз в
4 roAa для всех дрyrих. Профилактические испытания в основном сво-
дятся к испытаниям изоляции и измерениям переходных сопротивле
ний контактов. Нормируемый объем испытаний трансформаторов при-
34
ф лакmческИХ испытаний трансформаторов
Т а б л и ц а 5. Объем про и
Испытание
проводимые измерения при вводе при капи при TeKY в межре
и проверки в эксплуа тальном тем pe МОН'ПIый
тацию ремонте монте период
+ + + +
сопротивление изоляции,
коэффициент абсорбции + + +
tg 1) + +
EMKOC'IЪ, C2/CS О, до С/С +
Испытание повышеиным +
напряжением + +
Сопротивление обмОТОК по
стоянному току +
Коэффициент '1рансформации +
rрупла соединений и фазировка + +
Ток и потери холостоrо хода + +
Проверка переключающеrо + + +
УС'1ройства
Проверка бака давлением + +
Проверка устройства охлаж- + + +
ДенЮI +
Проверка индикаторноrо си + + +
ликarеля
Трансформаториое масло + + + +
Сопротивление изоляции, tg 1), + + +
испытание повышенныJYI на-
пряжением и испытание
масла вводов
Проверка качества уплот- + +
НaiЮl вводов
Проверка манОМе'1ров +
вводов
веден в табл. 5. На практике применяются и дрyrие виды испытаний.
ЕСли есть признаки ухудшения изоляции или предположения о ее ухуд_
шении, профилактические испытания производятся в период между
ремонтами. Реулыаты испытаний сравнивают с установленными Норма- _
ми, а также с ранее измеренными значениями.
Испытания ИЗОЛЯЦИИ являются основным элементом всяких профи-
лактических ИСПытаний. Изоляция подверrается тепловым, механичес-
ким и электрическим воздействиям. При этом ускоряется протекание
химических Процессов (окисление), изменяется структура изоляции,
снижается механическая прочность, происходит расслоение. Особенно
вредные Воздействия на изоляцию трансформаторов оказьшают увлаж-
35
Т а б л и ц а б. СоедlOlение обмоток при измерении
характеристик изопиции трансформатора
Измеряемые обмотки
Заземленные части
НН
ВН
ВН + НН
Двухобмоточные трансформатор.,.
ВН, бак
НН, бак
Бак
НН
СН
ВН
ВН + СН
ВН+СН+ НН
Трехобмоточные трансформаторы
СН, ВН, бак
ВН, НН, бак
НН, СН, бак
НН, бак
Бак
,
нение и зarрязнение. Влarа проникает в rлубь изоляции, создавая опас
ность электрическоrо пробоя. Полностью избежать вредных воздейст-
вий практически невозможно. В результате изоляция стареет и в ней
возникают общие (равномерно распределенные) и местные (cocpeдOTO
ченные) дефекты. Даже такое эффективное средство диаrностики состоя
ния трансформаторов, как хроматоrрафический анализ растворенных в
масле rазов, не rоворя уже о внешнем осмотре, не позволяет выявить
всех возможных дефектов изоляции. ИМенно зтим вызвана необходи-
мость проведения профилактических испытаний с отюпочением транс-
форматора.
Рассмотрим основные видыI профилактических испытаний изоляции
трансформаторов.
Измерение сопротивления изоляции производится с помощью ме-
raoMMeTpa и является одним из наиболее простых и распространенных
видов испытаний. Оно может дать представление о среднем состоJЦ{ИИ
изоляции, при явных повре)IЩениях указать на их наличие, а в некото-
рых случаях помоrает определить место дефекта.
Для измерения сопротивления изоляции трансформатора исполь
зуются меrаомметры с напряжением 2,5 кВ. Для трансформаторов
220 кВ и более целесообразно применять MeraoMMerp со стабилизи
рующей злектронной приставкой. Если reнepaTop MeraoMMeтpa имеет
ручной привод, РУКОJlТКУ надо вращать с частотой 120 об/мин. К зажи
му Л (линия) подключают одну обмотку трансформатора, к зажиму
3 (земля) все остальные обмотки, соединенные с баком или дpy
rим заземленным элементом (табл. 6).
В табл. 6 обозначены: ВН обмотка высшеrо, СН cpeднero, НИ
низшеrо напряжения. В автотрансформаторах, имеющих общую об
мотку ВН и СН и отдельную обмотку НН, соединения производятся
как для двухобмоточноrо трансформатора. Если обмотка НИ OTCYT
Зб
с
R,i
C r
RIj
R!J
рис. 9. Простейшая схема за
мещения внутренней изоля
l1ИИ трансформатора
15 30 't5 6'0 ?5 90t,c
Рис. 10. Зависимость сопротивления изоляции
и тока в ней от времени при измерении Меrз
омметром (R 1 и R 2 установившиеся значе-
ния при температурах 11 И 12 соответственно)
ствует, выполняе.тся одно измерение. При профилактических испыта-
ниях измерять сопротивление изоляции по всем перечисленным схемам
нет необходимости_
Перед подачей напряже]IИЯ от MeraoMMeтpa рекомендуется сначала
ра крутить ero reHepaTop до полной скорости и лишь тоrда подавать
рапряжение на трансформатор (зто позволит правильно определить ко-
. эффициент абсорбции см. ниже). При зтом сначала произойдет быст
рый заряд rеометрнческой емкости C r (рис. 9), определяемой KOHCТPYK
цией изоляции, затем будет плавно заряжаться емкость С, которая
вместе с сопротивлением R характеризует наличие увлажнений, заrpяз
нений и т.д., и, наконец, протекающий ток установится и будет опре
делиться сопротивлением изоляции постоянному току Ry. Этот уста-
новивurn:йся ток называется током утечки. В соответствии с измене
нием тока будет изменяться и значение сопротивления, измеряемое
MeraoMMeтpoM. Изменение тока и сопротивления показано на рис. 10.
Установившееся значение Ry достиrается довольно долrо. За сопротив
пение изоляции данной обмотки (или между обмотками) трансформа
тора принимают значение сопротивления R 60 , измеренное через 60 с
после подачи испьпательноrо напряжения. После измерения до прове
дения дрyrих испытаний нужно разрядить обмотку трансформатора.
Существенное влияние на результаты измерения оказывает температу-
ра. Пересчет сопротивления изоляции R 1, измеренноrо при температу-
ре. t 1, К температуре 12 производится по формуле
R 2 = K2Rl'
еслиt 2 >tl,ИЛИ
R 2 = Rl/K2'
если t 2 < t 1. Козффициент К 2 определяется по табл. 7.
Однако температурные зависимости для разных трансформаторов
так сильно отличаются одна от друrой, что на практике не следует попь
Зоваться пересчетом на разность температур более чем j: 5 о С. Нужно
37
Т а б л и ц а 7. Зависимость пересчemых коэффициентов
от разности температур
Коэффициент
Значение коэффициента при /::;. t = t 2 t 1, ос
1
2
3
4
5
10 15
20
25
30
KI (пересчет tg l)из) 1,03 1,06 1,09 1,12 1,15 1,31 1,51 1,75 2 2,3
К 2 (пересчет R6f)' 1,04 1,08 1,13 1,17 1,22 1,5 1,84 2,25 2,75 2,4
{<'З (пересчет tg Ьм)
При М е ч iI н и е. Если получеННОе /::;.t не указано в таблице, коэффШ{иент оп
ределяется умножением КОЭ9>фициента К, соответствующеrо бр,ижаl!шей Meнь
шей разности температур /::;.t, кратной 5 ОС, на коэффШ{иент К', соответствую
щий,Разности /::;.t /::;'t'. Например, для /::;.t =13 ос находим К\ =1,31при/::;'t' =10 ОС
иК =1,09 при /::;.t /::;.t' = 13 10 =3 ОС, и тоrдаК 1 = K к: = 1,31'1,09 = 1,43.
т а б л и ц а 8. Минимальное сопротивление изоляции обмоток
трансформаторов по [2]
BI\д
испытаний
Номинальные данные МинимальноеR 60 , МОм, при температуре
трансформатора обмоток, ос
Наприж!? Мощность, 10 20 30 40 50 60 70
ние, кВ кВ'А
35 < 10000 450 300 200 130 90 60 40
10 000 900 600 400 260 180 120 80
11O 750 Всех МОЩ Не менее 70 % значения, указанноrо в
ностей паспорте
35 Всех МОЩ 450 300 200 130 90 60 40
ностей
110 Всех МОЩ- 900 600 400 260 180 120 80
ностей
При вводе
в ЭКСПЛуата
цию
После каlIИ
тальноrо ре-
монта
стремиться к измерению при той же температуре, что и при приемо-
сдаточных испытаниях на заводе-изrотовителе, достиrая ее в процес-
се охла)lQJ,ения трансформатора после отключения или проrрева.
Нормами оrраничены минимальные значения сопротивления изо-
ляции обмоток при вводе в зксrтуатаuию и после капитальноrо ре-
монта (табл. 8).
При капитальном ремонте сопротивление изоляции обмоток транс-
форматоров дО З5 кВ включительно мощностью до 10 000 кВ.А вклю-
чительно не должно снизиться более чем на 40 %, для остальных транс-
форматоров на ЗА %. Более значительное уменьшение свидетельст-
вует об увлажнении или зarрЯЗllении изоляции в процессе ремонта.
Во всех случаях, в том числе коrда минимально допустимое значе-
ние сопротивления изоляции не oroBopeHo, оно не должно уменьшать-
38
ся по сравнению с предьщущим измерением более чем в 2 раза. При
большем уменьшении необходимо выяснить причину этоrо и принять
меры по восстановлению изоляции.
Коэффициент абсорбции выражается отношением сопротивления
изоляции, измеренноrо через 60 с после подачи напряжения от MeraoM
метра, к сопротивлению, измеренному через 15 с, Т.е. Каб = R60/ R 15
(см. рис. 10). Он характеризует степень увлажнения и зarрязнения изо
ляции. Для сухой изоляции этот коэффициент равен 1,5 2, для сильно
увлажненной он близок к единице. Коэффициент абсорбции зависит
от температуры, приближаясь к единице при 80 о С. Поэтому измере
ния должны производиться при температуре lО зо о С. При вводе в
зксплуатацию и после капитальноrо ремонта изоляция считается YДOB
летворительной, еСЛИКаб 1,3.
Измерение емкости и TaHzeHca )'zла диэлеК7ричеСКlIХ потерь изоля
ции обмоток трансформатора производится для схем, указанных в
табл. 6. Понятие tg l) было определено в 4 (см. рис. 4). Иноrда тре-
буется определить емкость и tg l) "по зонам", Т.е. выделить определен
ную зону. В зтом случае помимо двух основных используется третий
зажим измерительноrо моста "Экран". Например, если требуется опре
делить емкость или tg l) межцу обмотками ВН и НН двухобмоточноrо
трансформатора, то эти обмотки подсоединяют к измерительным за
жимам А и С (см. рис. 5,а), абак к зажиму З. Кроме нормальной схе-
мы моста, применяют так называемую перевернутую схему (рис. 5, б),
в которой испытуемый объект заземлен. В частности, такая схема ис
пользуется всеrда, коrда измерение производится между обмоткой
и баком.
Измерения. по зонам производят для трансформаторов напряжением
110 кВ и более. Схемы присоединения обмоток и подключения моста
приведены в табл. 9. В этом случае измерения по схемам, приведенным
в табл. 6, не обязательны. Измерения производят на трансформаторе,
залитом маслом, через 0,5 2 сут после заливки. В трансформаторах с
принудительной циркуляцией масла в зтот период следует произвести
перемешивание масла путем включения насосов.
Р.ассмотрим подробнее измерение с помощью моста типа Р5026.
На высоком напряжении (а при испытаниях трансформаторов это име-
ет место довольно часто) мост используется с внешним образцовым
воздушным конденсатором Р5023. Схемы соединений приведены на
рис. 11. Они полностью соответствуют схемам на рис. 5. Обозначения
зажимов на схемах приняты соrласно маркировке моста и образцово-
ro конденсатора. Зажим С х на рис. 11 соответствует точке А на рис. 5,
зажим ВЛ конденсатора точке С
При измерениях емкости и tg l) соблюдают правила, предусмотренные
ДЛЯ испытаний электрооборудования повышенным напряжением, тем бо
лее что аппара=I:ура, необходимая ДЛЯ измерения, располаrается в He
посредственной близости от объекта. Особое внимание требуется при из
39
Т а б л и ц а 9. Присоединение обмоток при измерении характеристик
изоляции трансформатора по зонам
Подключение трансформатора Подключение
моста
Измеряе Схема
мая включения к измериrельной
к источни
зона моста схеме к зем-
к экр;щу ку пита-
ния ле
точка А точка С
Двухобмоточные трансформаторы
НН бак Перевернутая НН ВН D С
HH BH Нормальная НН вн Бак С 3,D
ВН бак Перевериутая ВН НН D С
Трехобмоточиые трансформаторы
НН бак Перевернутая ни СН,ВН D С
НН CH Нормальная НН СН Бак,ВН С 3,D
СН бак Перевериутая СН ВН,НН D С
CH BH Нормальная СН ВН Бак, НН С 3,D
ВН бак Перевериутая ВН СН,НН D С
мерении по перевернутой схеме, кш'да значительное число элементов
моста находится под напряжением. Корпус моста установлен вне оrраж
дения, но ero задняя стенка должна быть расположена на уровне оrраж-
дения, а высоковольтный ввод с подходящим к нему экранированным
соединительным кабелем в оrра>IЩенной зоне. В ней же находится ис-
пытательный трансформатор Т и образцовый конденсатор Р502З. Про
вод, идущий от испытательноrо трансформатора к образцовому кон-
T
T
а)
5)
Рис. 11. Включение моста nepeмeннoro тока PS026 при измерении емкости и tg lJ
с внешним конденсатором Р5023:
Q по прямой схеме; б по перевернутой схеме
40
рис. 12. Питание испытателъно
['о трансформатора при измере
иии емкости и tg [j
c::J./
2208
C::J
1[
денсатору, а также соединительные кабели моста, находящиеся под BЫ
СОКИ М напряжением, не должны касаться заземленных предметов и быть
удалены от них не менее чем на 100 150 мм. Их можно крепить на изоля
торах или бакелитовых трубках длиной не менее 200 250 мм.
При измерениях по любой схеме устройства отключения испытатель
Horo трансформатора (кнопка, переключатель и т.д.) должны быть под
рукой у оператора. Трансформатор Т и ero реrулирующее устройство
можно приближать к мосту, но не менее чем на 0,5 м. При этом нужно
убедиться, что они не оказывают недопустимых электромаrнитных влия-
. ний. Корпус моста, корпус и ОДИН вывод вторичной обмотки трансформа-
тора Т, корпус реrулировочноrо устройства обязательно заземляют.
Испытательный трансформатор должен давать напряжение 6, 10 кВ
и более и иметь мощность S = lJ2 w С х (С Х выражено в фарадах, w = 314
при 50 [ц). Этому условию удовлетворяют трансформаторы напряже
ния HOM IO, HOM 6 и др. Для ПОВЬШlения мощности можно включить
параллельно два одинаковых трансформатора. На низковольтные об-
мотки этих трансформаторов подается напряжение 100 В (или ф.1О0 =
. = 173 В) от реrулировочноrо устройства, в качестве KOToporo MorYT
быть приняты ЛАТР IМ, PHO-250 2 (при мощности до 2 кВ.А),
PНO 250 5, PHO 250-1O. Схема влкючения приведена на рис. 12. Выклю
чателем S I подают напряжение, переключателем S2 изменяют поляр
ность подключения, если это требуется.
Емкость изоляции в испытуемой зоне определяется по формуле
С х = ko С о / R з ,
а TaHreнc уrла диэлектрических потерь
tg[jx = k 2 C 4 ,
['де коэффициенты k I И k 2 определяются положением ручек маrазина
сопротивления моста.
Измеренная таким обраэом емкость изоляции обмоток трансформа-
тора не нормируется и, вообще rоворя, не является показателем состоя
ния изоляции. Если емкость существенно отличается от значений, полу
ченных при ПрОlWIых испытаниях, это rоворит, как правило, об ошиб
ке в схеме испытаний или при измерениях. Предельные . значения tg [j
приведены в табл. 10.
В эксплуатации tg [j измеряется у силовых трансформаторов
110 кВ и ВЬШlе, а при меньшем напряжении если мощность не менее
3 6287 41
Т а б л и u а 10. Предельиые эиачmия танrеиса yrла дизлеКУрИ'lеских потерь
изоляuии OI;>MOTOK трансформатора
Номинальные данные tg /), %, при температуре обмоток, С
Вил трансформатора
испытаний
НапРJiже- Мощность, 10 20 30 40 50 60 70
ние, кВ кВ. Д
При вводе в 35 6300 1,2 1,5 2 2,5 3,4 4,5 6
эксплуатацию 10 000 0,8 1 1,3 1,7 2,3 3 4
l00 750 Всех мош 1 или 130 % эначения, указаниоrо в
ностей паспорте
После капи 35 > 10 000 1,8 2,5 3,5 5 7 10 14
тальноrо ре- 11O 150 Всех мощ 1,8 2,5 3,5 5 7 10 14
монта иостей
220 500 Всех мощ 1 1,3 1,6 2 2,5 3,2 4
иостей
з 1 500 кВ.А. При этом ero значение Не нормируется, но должно учиты
ватьСЯ при комплексной оценке результатов измерения состояния изо-
ЛЯЦИИ, в частности при расчетном определении ее влаrосодержания.
Сравнение значений tg /) с заводскими (паспортными) или друrими
данными должно производиться cтporo при одной и той же температуре.
Если измерения проведены при разной температуре, то результаты
пересчитывают. Как и в случае пересчета R 60 , если температура (2,
на которую нужно пересчитать tg /), больше той (t 1), при которой BЫ
полиены измерения, то
tg/)2 = КI tg/)I,
если же t 2 < t l , то
tg /)2 = tg /) I/KI'
rде КI коэффициент, зависящий от разности температур (соrласно
табл. 7).
Характеристики ИЗОЛяции (зто относится к измерению R 60 и tg /)
измеряют при температуре изоляции не ниже + 10 о С, если иное не YKa
зано в паспорте трансформатора. При установившейся или медленно
падающей температуре за температуру изоляции принимаю т темпера-
туру верхних слоев масла. При друrиx условиях температуру измеряют
методом сопротивления по постоянному току.
TaнreHc уrла диэлектрических потерь хотя и позволяет оценивать
заrрязнение и увлажнение твердой изоляции и масла, может привести
к неправильным выводам. В практике, например, имеют место случаи,
коrда при капитальном ремонте изоляция трансформатора сушится не--
удовлетворительно, но за счет заливки почти идеально "cyxoro" и чисто-
42
ro масла общий tg fj (а также сопротивление ИЗОI1ЯЦИИ и коэффициент
абсорбции) доводится до удовлетворительноrо значения. Такие тpaнc
форматоры в эксплуатации имеют пониженную надежность. Поэтому
косвенная оценка влarосодержания твердой ИЗОI1ЯЦИИ трансформатора
по значению, например, tg fj не может быть признана достаточной.
Измерение влаzосодер:иащuя твердой изоляции. После изrотовления
твердая изоляция (картон) трансформатора имеет малое влarосодер
жание (W < 1 %). Нормами лимитируется влarосодержание твердой
изоляции после капитальноrо ремонта. Так, для трансформаторов с
ВЫСllШм напряжением llO 220 кБ СУIШ<а не требуется, если влarосо
держание твердой изоляции не превышает 3 %, а дЛЯ ЗЗО 500 кБ
1,5 %. Б процессе эксплуатации влarосодержание может увеличиваться
в 1,5 2 раза. Для крупных трансформаторов зта величина указана в
заводской документации.
При увеличении влarосодержания происходит повреЖдение твердой
изоляции вслеДСТВИе появления в ней частичных разрядов. Может воз.-
никнуть ползущий разряд и, в конечном счете, пробой изоляции.
БнеlllliИЙ вид изоляции не связан с ее влarосодержанием. Молеку
лы бумarи в процессе старения полимеризуются, т .е. укрупняются.
Бумarа Становится хрупкой, ломкой, и ее можно принять за тщатель-
но высушенную. На самом же деле она может иметь очень высокое
влаrосодержание.
Наиболее надежным средством определения влarосодержания яв-
ляется прямое ero измерение в лаборатории. Для этоrо из трансформа-
тора отбирают образцы общей массой до 100 200 [". Используют спе-
циальные образцы, расположенные под соответствующим люком на
крышке трансформатора, или вырезанные куски картона (от экрана
на боковом ярме или друrой части по соrласованию с заводом-изrото-
вителем). Образцы не должны долrо находиться вне масла. Бзятыle об-
разцы должны быть немедленно помещены в заранее пршотовленную
банку, залиты маслом иэ Toro же трансформатора и плотно закрыты.
Как видно, этот способ определения влarосодержания твердой изоля-
ции связан с необходимостью разrерметизации трансформатора. Поэ-
тому он используется большей частью при монтаже, капитальном ремон-
те или для выяснения причин происшедшей аварии.
БНИИЭ и ПО "Запорожтрансформатор" провели исследования масло-
барьерной изоляции, ПОЗВОЛИВllШе получить зависимость меЖдУ tg fj
изоляции обмоток трансформатора, tg fj м масла и влarосодержанием
твердой изоляции W [7]. На основании полученных зависимостей мож-
но определить предельно допустимый tg fj диэлектрических потерь,
соответствуюший указанным выше допустимым значениям влarосодер-
жания твердой изоляции при капитальном ремонте при разных харак-
теристиках масла (табл. 11).
Если проверяется tg fj изоляции при 60 о С, следует воспользоваться
данными трансформаторноrо масла ДЛЯ 70 ос (tg Бм 70), а при темпе-
43
Т а б п и Ц а 11. Допустимые значения tg [j изоляции обмоток
трансформаторов при капитальиом ремонте
Допустимое Bпa Измеренная xapaK Предельно допустимая
Класс Ha rосодержание теристнка масла характеристика изоляции
пряжения твердой изо обмоток
трансфор ляции после Температу
матора, кВ капитanьноrо tg бн ра при изме tg [j Соответствующая
ремонта, % рении, ос температура, ос
110 3 0,2 20 0,6 30
0,7* 20 1,1 30
2 70 1,5 60
7* 70 3,1 60
330 500 1,5 0,2 20 0,4 30
0,5* 20 0,8 30
2 70 0,9 60
5* 70 1,8 60
* Допустимые значения tg [j масла по табл. 1.
.
ратуре изоляции 30 Ос использовать tg бм 20. Если же tg [j измеряется
при температуре, отличной от 30 или 60 О С, следует пересчитать на бли
жайшую из этих температур по коэффициенту K 1 , как было описано
выше.
Можно решить и обратную задачу определить влаrосодержание
твердой изоляции по измеренным значениям tg [j изоляции и масла.
На рис. 13,а приведена HOMorpaMMa* зависимостей для трансформато
ров 11O 220 кВ для случая, Korдa tg [j изоляции обмоток измерялся
при 30 Ос (или приведен к зтой температуре), а tg бм масла при
20 Ос. На рис. 13, б z изображены HOMorpaMMbI для дрyrих случаев.
Рассмотрим пользование номоrраммами на примере трансформато
ра 110 кВ, 60 МВ.А. При испьпаниях получено: tg [j = 0,7 при 42 Ос,
tg бм = 0,1 при 20 Ос. Пересчитаем tg [j изоляции обмоток на 30 Ос:
At = 42 30 = 12 ОС,из табл.5 KI ==K K;'== 1,31-1,06 == 1,39; tg [jзо ==
== tg [j42/KI == 0,7/1,39 = 0,51. На рис. 13,а откладываем соответствую
щую точку У. Соединяем прямой линией точки Х (tg бм = 0,1) и У.
Продолжаем эту линию до пересечения с осью W в точке z. По шкале
определяем: W = 3,05. Следовательно, трансформатор может эксплуати
роваться, но при капитальном ремонте, очевидно, потребуется сушка
изоляции, и к этому надо rотовиться заблаrовременно. Естественно,
определенное по HOMorpaMMe значение вnаrосодержания твердой изоля
ции должно рассматриваться как ориентировочное.
* Номоrраммы составлены по результатам предварительных исследований.
44
tgd'M!!O,% tgo;O % w,% tg6'M70,% tgO&o,% \.11,%
+ 5 +
6' 1.1 fi
1,0 3,0
0,5 0,9 S
2,5
0,8 .(t.
2,0 J
3 1,5
2 1,0
2
х 0.3 , 0,5
О 0,2 , О 1
а) о}
tgd'MRO:VO tg 6'30,"/0 % tg 6'юо' % t9 o,% \0\1,%
Ц7 ',3 + 7 ".
1,2 "',0
0,6 1,1 6 3,5
Ц5 1,0 5 э,о
0,9 Э
o, 0,8 2,5
0,7 2,0 Э
цэ 3
0,6 1,5
0,2 0,5 2
O, 2 1,0
2
0.' 0,3 1
0,5
О 0,2 е) о z)
Рис. 13. Номоrрзмма для ориентировочной оценки влarосодержания твердой изо
ляции W трансформаторов класса напряжения 110 500 кБ в зависимости от tg б
изоляции обмоток и tg б м масла:
а ".- u= 110 220 кБ, tg б при 30 ос, tg б м при 20 ос; б u= 110 7220 кБ,
tg б при 60 0 С, tg б!'f при 70 oc в и = 330 500 кВ, tg б при 30 ос, tg бr<l при
20 ос; z U=ЗЗ07500кБ, tg о ПРИ 60 ос, tg б м при 70 0 С
Увлажненность изоляции можно оценивать по отношению C 2 /C S о
(отношение емкости при частоте 2 rц к емкости при частоте 50 rц, изме-
ряемое прибором типа ПКВ), или АС/С (отношение изменения емкОСТи
за определенный промежуток времени к измереmюму значению, которое
может быть измерено прибором ПКВ 8 и др). Отношение АС/ С исполь-
зуется, славным образом, для контроля сушки трансформатора.
Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением производит
ся приложением напряжения промышленной частоты 50 rц в течение
1 мин. При вводе в эксплуатацию масляных трансформаторов и при
45
капиrальном ремонте без смены обмоток испытания не обязательны.
Значения испытательноrо напряжения при вводе в эксплуатацию при-
ведены ниже:
Класс напряжения,
кв . . . . . . . . . . 35 110
Испытатеm.ное Ha
пряжение, кВ. . . . 76,5/72,3 200
150 220
230 275 325 OO
330
По данным завода
изrотовителя
Для трансформаторов класса напряжения 35 кВ в знаменателе указа-
но испытательное напряжение в зксплуатации. для 150 и 220 кВ испы
тательное напряжение зависит от исполнения трансформатора.
для испытания изоляции повышенным напряжением используются
специальные трансформаторы. Испытания выполняются специально
подrотовленными и допушенными к этому вщу работ бриrадами. Пе-
ред испытанием вводы трансформаторов должны быть очищены и
протерты. Необходимо проверить расстояния между заземленными
и токоведущими частями. Особое внимание необходимо уделить про-
верке расстояний между ножами и rубками разъединителей, чтобы не
допустить переброса на црyrие участки электроустановки.
Изоляция считается вьщержавшей испытания, если не обнаружено
колебаний стрелки миллиамперметра (указывающей на наличие частич-
ных разрядов), резкоrо возрастания тока, xapaKTepHoro потрескивания
и разрядов, указывающих на начало пробоя изоляции, или если не прои
зошел пробой или перекрытие изоляции, при которых показания
миллиамперметра возрастают до значения, определяемоrо имеющим
ся в схеме токооrраничивающим резистором, а показания вольтметра
снижаются.
ИСI1Ьпания изоляции повышенным напряжением позволяют выявить
скрьпые дефекты изrотовления обмотки или сборки трансформатора,
которые не обнаруживаются друrими методами.
7. ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ОБМОТОК
В процессе эксплуатации MorYT проявиться такие дефекты обмотки,
как неудовлетворительное контактное соединение, уменьшение сече-
ния меди, слабая опрессовка. Обмотки подверrаются воздействию
сквозных токов КЗ, вибраций и цруrих явлений. В результате MorYT
возникнуть местные переrревы, выплавление припоя, выrорание части
меди, деформация обмоток, что в свою очередь может привести к раз-
рьту электрической цепи иди замыканию обмотки на заземленную
или друrую токоведушую часть.
Сопротивление обмоток постоянному току не должно существенно
изменяться в npoцессе эксплуатации. Измеренное значение сопротивле-
ния не должно оmичаться более чем на 2 % от данных заводских и преды-
46
ВН
ш
о}
1
Рис. 14. Схема измерения сопротивления обмотки трансформатора постоянному
то I<У:
а общая схема; б измерение большоrо тока; в подсоединение зажимов
1< ШПИЛьке вводов
дущих испытаний. Измерения производятся на всех ответвлениях каж
дой фазы. Значения сопротивления на одних и тех же ответвлениях раз
нЫХ фаз также не ДОЛЖНЫ отличаться одно от Apyroro, если нет особых
oroBopoK в паспорте трансформатора.
Сопротивления обмоток силовых трансформаторов очень малы.
Они измеряются методом моста или методом IЩДения напряжения
(ero называют также методом волыметра..амперметра). для измерений
может использоваться только двойной мост постоянноrо тока. Сначала
надежно подсоединяют токовые зажимы моста, а затем потенциальные,
но так, чтобы падение напряжения в точке подсоединения к обмотке
токовых проводов не попало в зону, охватываемую проводами, lЩу-
щими от потенциальных зажимов. То же относится и к измерению мето-
дом падения напряжения.
Рассмотрим подробнее схему измерения сопротивления обмотки
однофазноrо автотрансформатора, снабженною устройством РПН.
Обмотка (рис. 14) имеет последовательную ПО. общую часть 00.
реrулировочную часть РО с ответвлениями Р. ... Р п И три ввода вы-
cOKoro напряжения (ВН), среднerо напряжения (СН) и нейтральный
(Н). Наиболее правильным будет подать ток сразу во всю обмотку.
так как TorAa лишь два зажима в точках ВН и Н потребую'l приня
тия каких-то мер, направленных на исключение поrрelШlОСТИ от влия-
ния переходных сопротивлений. Ко всем остальным точкам вольтметр
может подключаться произвольно.
Резистор R и выключатель s. MorYT отсутствовать, если время уста-
новления тока в цепи мало или не имеет значения. Если же ток уста-
навливается ?чснь медленно, для ero форсировки нужно сначала замк-
47
нуть выключатель S 1, а коrда {ок достиrнет нужноrо значения, отклю
чи\ъ ero. Сопротивление резистора R в 8 10 раз больше сопротивле
ния обмотки. Ток при измерении должен быть не более 20 % номиналь
Horo тока обмотки, чтобы не внести температурной поrрешности. Ec
ли ток большой, то в качестве амперметра А, используется измеритель
ный шунт Ш, включаемый силовыми зажимами в цепь постоянноrо TO
Ка, а к ero измерительным зажимам подключается милливольтметр
(рис. 14, б) [4].
Для измерения сопротивления последовательной части обмотки
вольтметр включается меЖду вводами ВВ и СВ трансформатора. Вольт
метр должен включаться после включения токовой цепи, а отключаться
До ее отключения. Он может подсоединяться с помощью щупов или
зажимов. Во втором случае в ero цепи устанавливается выключатель
S 2. Если используются щупы, то один из них следует присоединить
к пшильке ввода ВН, как показано стрелкой 1 на рис. 14,6, но не к
rайке (2) и тем более не к подходящему токовому проводнику (3).
То же относится и к подсоединению с помощью зажима. Нельзя зажи
мать провод вольтметра под одну rайку с токовым проводом. При необ
ходимости следует использовать лишнюю raйку. Потенциал на провод
вольтметра должен попадать непосредственно со шпильки ввода Вн.
То же относится и к вводу Н.
Меняя точки подсоединения вольтметра, измеряют падение напря
жения и на всех необходимых частях обмотки и на ответвлениях Р.
Так, для измерения сопротивления всей реrулировочной обмотки нуж
но подключить вольтметр меЖдУ точками Рl и Р п , для измерения
сопротивления всей обмотки автотрансформатора на основном OTBeT
влении меЖду точками ВВ и PN и т .д. Значение измеренноrо сопротив
ления R изм = И/I- Для сравнения различных данных все они приводят
ся К одной температуре по формуле:
R = R изм (235 + t) I (235 + t И3М)'
rде t изм температура при измерениях, ОС; t температура, ОС, к
которой требуется привести сопротивление. .
За температуру обмотки принимается температура верхних слоев
масла. При зтом должно пройти достаточное время после заливки
масла.
Измерением сопротивления постоянному току можио выявить Ha
чавшееся ухудшение контактных соединений, нарушение паек, разрьm
одной параллельной ветви обмотки, а также оценить качество KOHTaк
тов устройства РПН (для зтоrо, естественно, контакт должен входить
в зону измерений) и определить правильность установки фаз и отпаек
переключателей ПБВ.
Опыт ХОЛОСТОi!О хода позволяет определить некоторые дефекты
обмотки и маrнИТОПРОВОДа (см. 8). На заводе изrотовителе, а также
при капитальном ремонте, связанном с необходимостью перешихтов
48
:d
о)
с
В)
Рис. 15. Схема опыта холостоrо хоца:
а включение элеК"lpоизмерительных npи60ров; б включение обмоток при
соединении У; в то же при соединении t::,.
ки сердечника или ero BepxHero ярма, производятся опыты холосто
ro хода при номинальном и пониженном напряжении. При номинальном
напряжении измеряют ток и потери холостоrо хода, при пониженном
потери холостоrо хода. для проверки состояния обмоток при вводе
трансформатора в эксплуатацию и при эксплуатации выполняют опы-
ты холостоrо хода при пониженном напряжении. При этом потери изме
ряют по тем же схемам и при том же напряжении, что и на заводе изrо-
;rовителе.
lIля вновь вводимых трансформаторов измеренные значения по-
терь холостоrо хода не должны отличаться от заводских данных бо-
лее чем на 10 %. В эксплуатации значения потерь не нормируются [2].
Увеличение потерь может быть связано с наличием замыкания между
параллельными про водами.
Схема для измерения потерь холостоrо хода в однофазном Tpaнc
форматоре приведена на рис. 15,а. Питание подводится к той обмотке,
как это делалось на заводе-изrотовителе. Напряжение, указанное за-
водом изrотовителем, обычно подбирается так, чтобы не было необ-
ходимости использовать измерительные трансформаторы. Вольтметры
и обмотки напряжения ваттметров MorYT включаться через добавоч-
ные сопротивления. При необходимости MoryT быть использованы
трансформаторы тока и напряжения.
Приборы должны включаться именно так, как показано на схеме,
т.е. сначала амперметр и токовая обмотка ваттметра и уже после них
обмотка напряжения ваттметра и вольтметр. Потери в трансформаторе
РО = Р изм Р пр ,
rде Р изм измеренные потери, Вт; Р пр потери в обмотках наПряже
ния приборов. Измерение потребления приборов выполняется по схеме
на рис. 15,а при отсоединении ее от зажнмов (вводов) обмотки TpaHC
форматора. их можно также рассчитать по формуле
Р пр = и'"/ Rv + и 2 /RW,
49
rAe и подводимое напряжение, В, измеренное вольтметром; R V
сопротивление вольтметра с добавочным резистором; Rw сопротив
ление обмотки напряжения ваттметра с добавочным резистором, Ом-
В трехфазных трансформаторах потери измеряют также при пода
че однофазноrо напряжения на две фазы, а третья фаза при этом зако
рачивается. Не обязательно закорачивать фазу именно той обмотки,
куда подано напряжение. Например, можно подать напряжение на фазы
В и С обмотки НИ, а закоротить фазу А обмотки ВН или СН. При этом
нужно правильно учесть действительную схему соединения обмоток.
С целью наибольшеrо возбуж,цения мarнитной системы и во избежа
ние ошибок лучше вcero подводить напряжение и закорачивать обмот
ку на стороне низшеrо напряжения. Схема подключения для звезды
при закорачивании фазы А показана на рис. 15,6, для треуrольника
на рис. 15,в.
В трехфазных трансформаторах потери, измеряемые по схемам
с закорачиванием фаз А и С, почти одинаковы, а при закорачивании
фазы В несколько больше, что объясняется разницей в пути замыка
ния мarнитиоrо потока. Если на одном стержне маrнитопровода имеет
сл короткозамкнутый виток, соотношения потерь междУ фазами изме
нятся. Наличие витка вызывает увеличение потерь. Следовательно,
если исключить из измерений фазу с короткозамкнутым витком, поте
ри будут меньше. Если, например, на фазе С имеется короткозамк-
нутый виток, то зта Фаза будет участвовать в измерениях при закора-
чивании фаз А и В. При закорачивании фазы С она не будет возбуж-
даться и не будет участвовать в измерении. В последнем случае изме-
ренные потери будут меньше, чем в первых двух.
Если rоворить точнее, то при закорачивании фазы С и подаче напря-
жения на фазы A....J3 полученные значения потерь будут мало отличать-
ся от заводских данных, а в друrих случаях будут выше указанных в
паспорте. Это и служит показателем неисправности ОдJюй из обмоток
трансформатора в фазе С
В заводской документации MorYT быть даны несколько иные кри-
терии оценки состояния обмоток по данным опыта холостоrо хода.
Например, для большинства трансформаторов напряжением 110 кВ
и более устанавливается, что при вводе трансФорматора в зксплуатацию
значения потерь холостоrо хода не должны отличаться от заводских
данных более чем на 5 %.
Если маrнитопровод трансформатора бьш намаrnичен и имел ка-
кую-то остаточную mщукцию, определенные при пониженном напряже-
нии потери холостоrо хода MorYT в 1,5 2 раза превышать значения пре
дыдущих или заводских измерений. Такое намarничивание происходит
при измерении сопротивления обмоток постоянному току, проrреве
трансформатора с использованием постоЯННоrо тока, а также при от-
ключении выключателя в зависимости от момента поrасания дуrи.
В лом случае для получения правильных результатов перед проведе-
нием опыта холостоrо хода трансформатор нужно размarнитить.
рис. 16. Схема размarничива
IIWI трансформатора
:
Размаrничивание про.изво.дится о.т исто.чника по.сто.яююrо. то.ка по.
схеме на рис. 16. Источнико.м мо.жет служить аккумулято.рная бата-
рея емко.стью бо.лее 60 А.ч или сеть по.стоянно.rо. тока. То.к размarни
чивания Iр зависит о.т то.ка хо.ло.сто.rо. хо.да трансфо.рмато.ра 10, выражен-
Ho.ro. в амперах. В техническо.й до.кументации на трансфо.рматор о.быч-
но. указывается то.к хо.ло.сто.rо. хо.да Iх, выраженный в про.центах но.ми
иально.rо. то.ка трансфо.рмато.ра I ною при этом Iх = (lo!I HoM ) 100 %.
По.слеДо.вательно.сть о.пераций при размаrничивании спедущцая. По.-
енцио.метро.м R 1 то.к медленно. (З 5 мин) увеличивают о.т нуля до. Iр =
== (1,1 1,2)/0' Это.т ток про.пускают в течение неско.льких MIO:IYT до.
прекращения ero. нарастания. Чтобы ток не превысил указанно.rо. значе
llИЯ, прихо.дится изменять по.ло.жение дви>ю<а по.тенцио.метра. Ко.rда про.и-
зо.йдет насьnuение стали, то.к перестанет изменяться. При зтом следует
о.тметить по.ло.жение по.лзунка по.тенцио.метра.
Медленно. (З 5 мин) то.к уменьшается до. нуля. Это до.стиrается с
по.мо.щью по.тенцио.метра R 1, а если нужно. уско.рить про.цесс введе-
нием со.про.тивления рео.стата R 2 . С по.мо.щью переключателя изменяют
по.лярность по.дводимо.rо. к трансформато.ру напряжения. То.к сно.ва в
тако.м же по.рядке по.днимается До. (1,1 1,2)/0' Затем о.писанные цик
лы по.вто.ряются при токе размаrничивания 0,8; 0,6; 0,4; 0,2 и 0,1/0'
По.сле зто.rо., снизив то.к до. нуля. о.тключают источник то.ка и прово.дят
о.пыт хо.ло.сто.rо. хо.да.
Коэффициент трансформации про.веряется для всех о.тветвлений и
для всех фаз трансформато.ра. Для трехо.бмо.то.чных трансфо.рматоров
достаточно. проверить ко.зффициент трансформации для двух пар о.бмо.-
То.к. Ко.эффициент трансформации не до.лжен о.тличаться бо.лее чем на
2 % о.т значений, по.лученных для друrих фаз, или о.т заво.дских данНЫх.
Кро.ме To.ro., для трансформато.ро.в с устро.йство.м РПН разница ко.зффи-
циентов трансфо.рмации не до.лжна превышать значения ступени реryли
ро.вания. При измерении ко.эффициента трансфо.рмации мо.ЖНо. о.преде-
лить неправильно.е по.дсо.единение о.тво.до.в реrулиро.во.чно.й о.бмо.тки
к устро.йству РПН или неправильную устано.вку приво.да ПЕВ.
В усло.виях эксплуатации ко.эффициент трансфо.рмации измеряют
методо.м двух во.льтметро.в. Здесь, как и во. всех друrих случаях из-
мерения характеристик трансфо.рмато.ро.в, нельзя по.льзо.ваться щито.-
выми электро.измерительными прибо.рами. Вольтметры, амперметры,
51
с
(J
а)
АШ с
)
2)
Рис. 17. Схемы измерения коэффициента трансформаЦlll!
ваттметры ДОЛЖНЫ бьпь класса не ниже 0,5 (предпочтительнее 0,2),
трансформаторы тока и напряжения класса 0,2. При измерении коэф
фициента трансформации, чтобы избежать применения измерительных
трансформаторов, к обмотке ВН подводится переменное напряжение
22 З80 В.
Схема измерения козффициента трансформации однофазноrо TpaHC
форматора приведена на рис. 17,а. Вольтметр, измеряющий подводи
мое напряжение, присоединяется отдельными проводами непосредствен
но к вводам трансформатора для Toro, чтобы избежать поrрешности
от падения напряжения в питаюших проводах. Если падение напряжения
в питающих проводах не превышает 0,1 % измеряемоrо напряжения
и практически не влияет на точность измерения, допускается Подклю
чение вольтметра к питающим проводам без применения отдельных из
мерительных проводов.
В трехфазных трансформаторах, соединенных по схеме У/У или
l::/ Д козффициент трансформации можно измерить при подаче Tpex
фазноrо напряжения, если предварительно установлено, что оно симмет
рично. То же относится к автотрансформаторам. При зтом измеряются
линейные первичное и) и вторичное и 2 напряжения (схема на рис. 17, б).
52
Коэффициент трансформации, как и при измеренШl в однофазном
трансформаторе,
п = и 1 / и 2 .
Если трехфазное напряжение несимметрично, измерение коэффициента
трансформации производится при однофазном питанШl.
В трансформаторах со схемой соединения обмоток У I или l::J У
различают линейный козффициент трансформации, указанный в пас
порте и равный отношению линейных напряжений п = и 1 / и 2 , и фазный,
равный отношению фазных напряжений пф = Uфl/ U Ф2 . При '!рансфор..
маЦШl со стороны звезды на сторону треуrольника пф = n/v3, при об
ратной пф == VЗп. Для оценки правильности присоединения отводов
обмоток измеряют фазные коэффициенты трансформации. При этом
одна фаза обмотки, соединенной в треyrольник, закорачивается, а из-
мерение производится для оставшейся пары фаз (аналоrично тому,
как зто делается при опыте холостоrо хода). Схема с закорачиванием
фазы С приведена на рис. 17,в. Если питание подается со стороны звез-
ды, то фактический фазный козффициент трансформации будет в 2 pa
за меньше измеренноrо
пф = 0,5 п изм = 0,5 и 1 / и 2 ;
при питанШl со стороны треуrольника в 2 раза больше измеренноrо
пф = 2 п изм = 2 и 1 / и 2 .
Если в обмотке, соединенной в звезду, нулевой вывод доступен,
то пофазное измерение может быть произведено без закорачивания
фазы по схеме на рис. 17, z. При зтом получается фазный коэффициент
трансформации. Ero измерение производится также для выявления
причин неудовлетворительноrо значения линейноrо коэффициента, из-
MepeHHoro по схеме на рис. 17, б.
rрутш соединений обмоток трансформатора характеризует yrол
сдвиrа векторов линейных напряжений ВН, СН и НН одноименных фаз.
При проверке rруппы соединения MorYT быть выявлены неправильно
выполненная маркировка вводов трансформатора, неправильное
подсоединение отводов обмоток к выводам. В трехобмоточных транс-
форматорах достаточно проверить rруппу соединения между ДВУМЯ
lIарами обмоток.
Напомним, что при меняемые в нашей стране трансформаторы имеют
следующие rруппы соединений:
однофазные 1/1-0 (векторы первичноrо и вторичноrо напряжений
совпадают по направлению) ;
трехфазные Y/V--O (обмотка ВН соединена в звезду, обмотка
НН в звезду с выведенным нулем, векторы перВИЧНоrо и вторичноrо
напряжений совпадают по Н lПравлению) ;
53
8Н
нн
8Н
нн
Рис. 18. Схемы проверки rруппы соединения обмоток
У' f:::, 11 (обмотка ВН соединена в звезду, обмотка ни в треуrоль-
ник, вектор линейноrо вторичноrо напряжения сдвинут от вектора ли-
нейноrо первичноrо напряжения на 3300 в сторону отставания или на
300 в сторону опережения (подобно тому как сдвинуты часовая и ми-
нутная стрелки часов, коrда они показывают время ровно 11 ч);
'" /:::"11 (то же, но первичная обмотка имеет выведенный нуль).
На монтаже и в эксплуатации проверку rруппы соединения обмоток
выполняют по методу двух вольтметров для трехфазных и методу
постояiшоrо тока для однофазных трансформаторов.
Метод двух вольтметров основан на совмещении векторных диа-
rpaмM первичноrо и вторичноrо напряжений и измерении напряжений
между соответствующими вводами с последующим их сравнением с
расчетными значениями. Практически векторные диаrраммы не строят
ся. Достаточно сравнить измеренные напряжения с расчетными.
Схема соединения для определения rруппы соединения по методу
двух вольтметров приведена на рис. 18,а. Вводы фазы А обмоток ЕВ
и НН (или СН) соединены мещцу собой..К одной обмотке подводится
пониженное (не более 380 В) напряжение. В изображенном случае пита-
ние подается со стороны нн. Напряжение питания целесообразно выб-
рать так, чтобы со стороны ЕН не приuтось включать трансформатор
напряжения. Одним вольтметром измеряют поданное на обмотку НВ
напряжение (Ua b), друrим напряжение меж,цу вводами фазы Е об-
моток ЕН и НН (Ub B), затем между вводом фазы Е обмотки НН и
вводом фазы С обмотки ЕН (Ub C) и, наконец, меж,цу вводами фазы
С обмотки НН и фазы Е обмотки ЕН (Uc B). Измеренные значения
сравнивают с расчетными, которые определяются соrласно табл. 12.
В формулах табл. 12 и подведенное напряжение, В; п коэффи-'
циент трансформации трансформатора (cro паспортное значение, Т.е.
отношение линейных номинальных напряжений).
54
Т а б л и u а 12. Расчеmые значения измеряемоrо иапряжении при проверке
..рупп соедииении обмоток методом двух вольтметров
fруnла Уrол сдви РасчеПlOе напряжение, В, при измерении
соеди ra BeKTO
нении ров,rрцц иb B иb C иc B
12 (О) О u(n 1) и у l п + 11 2
1 30 u J 1 ..rз;, + п 2 и
2 60 U y l п+п 2 и(п 1) иу 1 + п + п 2
3 90 и UJl уз;, + п 2 U J l +..;з;; + п 2
4 120 иу 1 + п + п 2 и у 1 п + п 2 ио + п)
с 150 U J 1+ +n2 и U J l +VЗ;; +п 2
'"
6 180 ио + п) и у l+п+п 2
7 210 U J I + +п 2 и
8 240 иУ l + п + п 2 ио + п) и у l п+п 2
9 270 U ..JI+;r U J l +VЗ;; + п 2 U J l vз;; +п 2
10 300 и у 1 п + п 2 и у 1 + п + п 2 и(п 1)
11 330 UJ I ..jз;, + п 2 u..JI+;r U J l -J3; + п 2
Если питание подводилось со стороны обмотки ВН, то методика оп
ределения rруппы соединения та же, но в формулах табл. 12 вместо U
надо подставлять И/ п. .
Схема определения rруппы соединения методом постоянноrо тока
приведена на рис. 18,6. К обмотке ВН подается постоянное напряжение
2 12 В. Измерение производится маrnитоэлектрическим вольтметром,
подключенным к вводам ВН, и милливолыметром на стороне НН. В
принципе можно использовать один прибор, производя измерения по-
очередно на стороне ВН иНН. Если при включении или отключении клю
ча К стрелка прибора, подключенноrо к вводам ВН и НН, отклоняется
в одну и ту же сторону, то rруппа соединения о. Если же, например,
при включении ключа К вольтметр при подключении к обмотке ВН
показывает одну полярность, а при подключении к обмотке НН дpy
rую, то rруппа соединений 6.
На заводах-изrотовителях применяются и друrие методы определс-
ния коэффициента трансформации или rруппы соединения (компен
сационный метод, метод фазометра). Поскольку в условиях эксплуа
тации они практически не используются, мы их рассматривать не будем.
Фазuровка трансформаторов производится на месте их установки,
с тем, чтобы обеспечить правильное соединение с сетью, необходимое
55
8Н СН
а)
Рис. 19. Схема измерения сопротивления К3 трехобмоточноrо автотрансформа
торадля пары обмоток:
а BH HH; б CH HH; в BH CH
для соблюдения всех условий параллельной работы трансформаторов.
Выполняется она так Же, как и определенные rруппы соединения треХ-
фазноrо трансформатора.
Опыт короткою ЗlLМыкания (КЗ) соrласно [2] в эксплуатации мо-
жет не производиться. Однако практика испытаний на стойкость при
КЗ показала высокую зффективность измерения напряжения корот-
Koro замыкания (и к , %) для диаrностики состояния трансформато-
ра [8]. При протекании сквозных токов КЗ обмотки трансформатора
испытывают злектродинаМИ'Iеские воздействия. Под их влиянием МО4
S6
rYT возникнуть отдельные деформации. При деформациях обмоток.
особенно радиальных, изменяются расстояния обмоток Me>f\Цy собой и
относительно мarнитопровода. Происходит изменение конфиrурации
маrнитных потоков рассеяния, что приводит к изменению инпуктив
Horo сопротивления KopoTKoro замыкания (Х к) , а следовательно, Z к'
причем в мощных трансформаторах Z к "" Х к.
у неповре>f\Ценноrо трансформатора значения Z к отдельных фаз
не должны существеино отличаться. Можно считать установленным,
что изменение Z к более чем на 2,5 З % первоначальных даиных или
такое же отличие Z к Me>f\Цy фазами трехфазноrо трансформатора сви
детельствует о наличии недопустимых деформаций одной обмотки, воз
никших при протекании токов внешних К3.
Существует несколько методик измерения Z к. ДЛя диаrностики
деформаций обмоток можно пользоваться любой из них. Важно одно,
чтобы первое измерение (при вводе в зксплуатацию) и последующие
проводились по одной И той же схеме и желательно теми же (по край
ней мере, однотипными) приборами.
При опыте К3 однофазноro трансформатора одну обмотку (ВН
или СН) замыкают накоротко, а друrую (обычно НН) питают понижен
ным напряжением и, например 380 В. Схема включения злектроизмери
тельных приборов та Же, что и на рис. 15,а. Обычно измерения произво
дят на основном ответвлении реryлируемой обмотки. ДЛя aBTOTpaHC
форматоров опыт К3 выполняется, как и для обычных трансфuрма
торов. Измерительные приборы подключаются непосредственно в цепь,
без измерительных трансформаторов. При измеренном токе 1 сопро
тивление К3 будет Z к = и /1. ДЛя трехфазных трансформаторов схема
измерения дана на рис. 19. Сопротивление К3 измеряют пофазно для
всех возможных пар обмоток. При зтом сравнивают ZK как с данными
предьщущих измерений, так и Me>f\Цy фазами.
В некоторых знерrосистемах, например в Ленэнерrо [6], при диar
ностике механическоrо состояния обмоток успешно сочетают измере
ния Z к С методом низковольтных импульсов. Этот метод довольно сло
жен, требует навыков работы с несерийными специальными YCTaHOBKa
ми, но может дать существеЮIУЮ дополнительную информацию о том,
в какой именно части деформирована обмотка, raK как форма им
пульса зависит не только от расстояния Me>f\Цy обмотками, но и от ис
кажений емкостей между элементами одной обмотки.
8. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯ НИЕМ МАrНИТОПРОВОДА и БАКА
Хотя хроматоrрафический анализ растворенных в масле rазов яв
ляется довольно зффективным способом контроля состояния маrнито
провода (см. 5), ero применение не устраняет необходимости исполь
зования традИW100НЫХ способов коотроля, особенно после ремонта.
Сопротивление изоляции ярмовых балок, nреCl.)'ЮЩUX колец и
досrynных стяжных шпилек измеряется для выявления в них возмож
4 6287 57
ных замыканий. Измерение соrласно [2] производится месаомметром
на напряжение 1000 2S00 В при вводе в зксrшуатацию (в случае OCMOT
ра активной части) и после капитальноrо ремонта. Значение сопротив
ления не нормируется. На дефект указывает резкое снижение сопротив
ления изоляции.
В крупных трансформаторах при ремонте, требующем замены обмо
ток, производят измерение сопротивления поперек пакета железа мarни
топровода с целью проверки качества изоляции меж.цу листами. Резуль
таты сравнивают с данными завода изrотовителя. Такая проверка поз
воляет реlШПЬ вопрос о необходимости переизолировки листов при пе
реlШfхтовке.
ИзмеРeJ/ие тока и потерь холостоzо хода. Методика измерения была
описана в 7. Повышенный ток холостоrо хода свидетельствует о
некачественной сборке или перешихтовке маrнитопровода. Обычно
зто является следствием увеличенных зазоров в стыках или заложения
меньшеrо количества железа. чем предусмотрено документацией. Ток
холостоrо хода при ремонте трансформатора со сменой обмоток почти
всесда больше, чем вновь изrотовленноrо трансформатора.
Потери холостоrо хода мосут увеличиваться не только за счет дe
фектов в обмотке, рассмотренных в 7, но и от замыкания листов
злектротехнической стали маrнитопровоца. Замыкание листов может
ПРОИСХОДИТЬ вследствие износа изоляции меж.цу отдельными листами
ПОд воздействием вибраций, имеющих место в зксплуатации, а также
вследствие дефектов зтой изоляции или наличия заусенцев на кромке
листов.
Определение причин местных пepezpeBoe позволяет выявить и уст-
ранить источники повышенноrо вьщеления уrлеводородов (чаще зти
лена) и дрyrие нежелательные явления, предупредить развитие повреж
дения. Местные переrревы в маrнитопроводе, конструктивных элемен-
тах или на отдельных участках бака встречаются чаще, чем в обмотке.
Сначала нужно произвести тщательный осмотр активной части транс-
форматора. Сильные переrревы вызывают изменение цвета металла до
появления цветов побежалости. При меньших переrревах в зтом месте
будут осаж.цаться продукты разложения масла черноrо цвета. Следует
также проверить чистоту масляных каналов меж.цу пакетами и в дру-
rих злементах маrнитопровода, так как их сужение по каким-либо при-
чинам вызывает общий повышенный нмрев масла в активной части,
определяемый по температуре верхних слоев масла.
Если при осмотре ИСТОЧНИка повышенноrо переrрева не найдено,
следует проверить отсутствие или наличие короткозамкнутоrо контура.
Маrнитопровоц, как правило, соединен с баком и заземлен в одной точ-
ке точка М маrНИТОПРОВОДа (рис. 20) соединена с точкой Б заземлен-
носо бака трансформатора. Если вследствие повреж.цения изоляции воз-
никает заземление маrнитопровода во второй точке (между К} и К 2 ),
образуется короткозамкнутый контур (на рис. 20 обозначен пункти
58
рис. 20. Схема включения резистора В KOpOT
козамкнутый KOH-ryp:
1 бак трансформатора; 2 маrнитопро
ВОД
ром). Тlод влиянием потока рассеяния в
контуре протекает ток, вызывая повышен
ный нмрев металла, особенно в месте
rлавноrо разъема бака, если он пересе
кается контуром.
Если предполаrается наличие короткозамкнутоrо контура, следует
отсоединить проводник, заземляющий маrнитопровод (между точ
ками М и Б), и проверить изоляцию. Если такой проверкой будет YCTa
новлено, что образовалось второе заземление мarнитопровода (но в
одной какой либо точке), в рабочую заземленную цепь включается
резистор R, сопротивление и мощность KOToporo должны быть соrла
сованы с заводом изrотовителем. При наличии нескольких точек за
земления маrнитопровода необходимость и объем ремонта соrласовы
ваются с заводом изrотовителем.
Местные neperpeBbI MorYT возникнуть в конструктивных элемен
тах или в баке от наведенных токов при ослаблении каких либо боЛТО
вых соединений, смещении соответствующих экранов. Такие явления
достаточно редки, но требуют кропотливой работы по выявлению оча
ra и особенно причин neperpeBOB.
Испытаt/ие бака вместе с радиаторами на маслоплотость произво
ДИТСЯ npи вводе в эксrmуатацию и при капитальном ремонте трансфор
матора. С помощью трубы или дополнительной емкости создается
столб масла, высота KOToporo должна превышать уровень заполненноrо
расширителя не менее чем на 0,6 м, а дЛЯ ВОЛНИСТЫХ баков или баков с
rmастинчатыми радиаторами 0,3 м. Продолжительность испытания
не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10 Ос. При испытании не
должно быть течи масла.
Испытание на маслоrmотность производится также путем создания
избыточноrо давления 10 кПа (0,1 Krc/cM 2 ). В трансФорматорах с
пленочной защитой избыточное давление создается внутри rибкой обо
лочки. В дрyrих трансформаторах создается избыточное давление азо
та в надмасляном пространстве.
ОО
1<,
2
1
11
R
Б
' 1
1<2
9. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВВОДОВ
в трансформаторах применяют вводы с бумажно масляной (БМ)
и иноrда с маслобарьерной (МБ) изоляцией. В первом случае ОСНОВОЙ
изоляции служит изоляционная бумаrа, пропитанная маслом и разделен
Ная на слои уравнительными обкладками, во втором трансформатор-
ное масло, разделенное на слои бумаЖН{J бакелитовыми цилиндрами
59
с уравнительными обкладками. В последнее время Применяются так-
же вводы с твердой (ТБ) изоляцией.
Ввод может иметь измерительный КOIщснсатор (емкость С 2 ). От
последней обкладки изоляционноrо остова ввода, не имеющеrо изме-
рительноrо конденсатора (рис. 21,0), выведен проводник 2, который
в рабочем положении должен быть надежно заземлен. Во вводе с из-
мерительным конденсатором (рис. 21, б) выведен проводник 3 от изме-
рительной обкладки конденсатора, а вторая (наружная) обкладка кон-
денсатора или наrлухо заземлена внутри ВВода, или (в старых конструк.
циях) проводник от нее 4 выведен наружу и в рабочем положении за-
землен. Измерительный проводник 3 подключается к контрольно-по-
тенциометрическому устройству ПИН. В зависимости от исполнения
ввода несколько отличаются способы и нормы проверки их состоя-
ния. Объем профилактических испытаний вводов указан в табл. 5.
ИзмереJ/ие соnротuвJlе1/llЯ изоляции вводов производится MeraoM-
метром на напряжение 1000 2500 В. При этом измеряется сопротивле-
ние изоляции измерительной и последней обкладок бумажно-масля-
ной изоляции ввода относительно соединительной втулки. На время
измерения проводники 2 и 4 (если они выведены) отсоеДlШЯЮТСЯ от
втулки, а проводник 3 от устройства ПИН (см. рис. 21). Значе-
ние сопротивления должно быть при вводе в эксплуатацию не менее
1000 МОм, в эксплуатации не менее 500 МОм. Измерение произво-
дится с соблюдением правил, описанных в 6. Уменьшение сопро-
тивления связано с ухудшением состояния как твердой изоляции, так
и масла и происходит, как правило, одновременно с увеличением tg li
и снижением емкости изоляции Ввода.
Измереиие T01/Ze1/CO УZЛО диэлектрических потерь производится
для всех видов вводов (нормами [2] допускается измерения не произ-
водить для крупных вводов с маслобарьерной изоляцией). Значения
tg li при температуре 20 ос не должны превышать данных табл. 13.
При эксплуатационных измерениях необходимо обращать внима.
ние на характер изменения tg Б и емкости с течением времени в от-
дельных зонах внутренней изоляции. Емкости С ! И С 2 (рис. 21) не
нормируются, но имеют важное значение
для оценки измерения TaнreHca yrла ди-
электрических потерь.
Дпя ВВода, не имеющеrо измерительно-
1'0 конденсатора (рис. 21,0),характеристи-
ки основной изоляции измеряются меЖдУ
высоковольтным зажимом ввода 1 и про-
водником 2 (C l ), характеристики изоля-
а)
60
о)
Рис. 21. Схема ОТВОДОВ из выоковолътноrоo
ввода
Таблица 13. Допустимые зиаllения tg Ь изоляции ВВОДОВ
tg li ВВОДОВ с номинальным напряже
ВIЩ изоляции ВМ испытаний нием, кВ
60 110 150 220 330 500 750
Маслобарьерная oc При вводе в 2 2 2 1
новная и измеритель эксплуатацию
Horo конденсатора В эксплуатации 5 4 4 2
Бумажно--масляная При вводе в 0,8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
основная и изме эксплуатацию
рительноrо KOHдeHca В эксплуатации 1,5 1,2 1,2 1 1 0,8
тора
Последние слои бу При вводе в 1,2 1 1 1 0,8 0,8
мажно масляноn эксплуатацию
изоляции В эксплуатации 3 3 2 1,5 1,2 1
ции последних слоев (С 3 ) между проводником 2 и втулкой. Проводник
2 отсоединяется от земли. Измерение С 3 в эксплуатации не обязательно.
Для ввода с измерительным конденсатором (рис. 21, б) характеристи
ки основной изоляции измеряются меЖдУ высоковольтным зажимом
ввода 1 и измерительным отводом 3 конденсатора (С 1 ), при этом про
водник 3 отсоединяется от устройства ПИН. Характеристики изоляции
конденсатора измеряются между проводниками 3 и 4 (С 2 ), провод
ник 3 также отсоединен от устройства ПИН. Емкость С 3 измеряется в
том случае, если проводник 4 выведен наружу ввода.
Измерение tg li основной изоляции вводов, установленных на обо
рудовании, производится по нормальной схеме (см. рис. 5,а, ll,a),
чтобы исключить влияние емкости трансформатора. Напряжение (обыч
но 10 кВ) подается на контактный зажим ввода. Соединительная втул
ка заземлена (установлена на трансформаторе), проводники 2 и 3 (см.
рис. 21) отсоединены.
Измерение tg li и емкости С 2 измерительноrо конденсатора на сня
том вводе про изводится по нормальной схеме с подачей напряжения
3 кВ (но не более 10 кВ) на измерительный ввод, а втулки изолируются
от земли. Если втулка не может быть изолирована от земли, измерение
производится по перевернутой схеме (рис. 5,6 и ll,б). То же относит
ся и к измерению наружных слоев изоляции (С 3 ).
Увеличение tg li изоляции ввода происходит при увлажнении KapTO
на или бумаrи, заrрязнении масла, появлении частичных разрядов.
В частности, ero значение превышено при наличии металлической пыли,
попавшей из дефектноrо сильфона (см. 1).
Испытшше повышсltllЫМ ftaпряжеиuе.,'w. вводов, установленных на
трансформаторе, производится совместно с испытанием ero обмоток
(см. 6). Испытание вводов, не установленных на трансформатор
(перед монтажоМ HOBoro или каПИПL'1ЬНО отремонтированноrо ввода),
61
производится по тем же нормам. Испытание повышенным напряжением
позволяет выявить скрытые дефекты изоляции ввода, не опредепяе
мые дрyrими способами, и поэтому выполняется после всех дрyrих
испытаний изоляции.
Проверка качества yrиzomeниu вводов с бумажно масляной изо
лнцией производится созданием в них избьпочноrо давления 100 кПа
в течение 30 мин. При зтом не должно наблюдаться течи масла и сниже
ния испытательноrо давления. Такое испытание ПОЗВоляет определить
слабые места, не выявленные при внеlllliИХ осмотрах. Особое внимание
следует уделять уплотнениям в верхней части ввода, которые в зксплу
атации работают при очень малом избыточном давлении.
Проверка манометров производится у вводов С бумажно масляной
изоляцией rерметичноrо исполнения. Успеlllliая работа TaKoro ввода за-
висит в первую очередь от надежности ero уплотнений. Снижение no
казания манометра ввода свидетельствует о нарушении rерметичности.
Однако если манометр неисправен, то установить потерю rерметичнос
ти не всеrда возможно. Позтому и предусмотрена проверка мaHOMeT
ров в межремонтный период. Ее следует производить не реже 1 раза
в rод, а также в случаях, еспи манометр не изменяет cBoero показания
при значительных изменениях температуры окружающей среды или
наrрузки. Минимально и максимально допустимые давления масла в
rерметичном вводе указываются в ero паспорте. для Toro чтобы MaHO
метр был достаточно чувствительным индикатором состояния уплот-
нений ВВода, ero lШ<зла не должна сильно превышать рабочеrо давления
масла. Оптимальным является случай. Коrда предел измерения MaнOMeT
ра в 1,5 раза превышает максимальное или в 2 раза среднее рабочее
давление. Повышение давления масла во вводе свидетельствует о Hapy
шении свойств трансфЬрматорноrо масла, и оно должно быть провере-
но (измеряется tg Б).
Испытание трансформаТОрНО20 масла выполняется в соответствии
с указаниями 4. В некоторых знерrосистемах производится xpoмaтo
rрафический анализ rазов, растворенных в масле вводов (особенно
при повышении давления в rерметичных вводах). При зтом мorYT
быть диarностированы те же повреждения, что и в трансформаторах
( 5). Однако на сеrОДНЯlllliИЙ день не накоплено достаточноrо копи
чества материалов, которые позво и бы дать количественные крите-
рии оценки состояния ввода.
Как отмечалось в 1, в масле rерметичных ВВОДОВ MorYT присут
ствовать механические примеси металлическоrо характера. Они обна
руживаются при просматривании масла в проходящем свете. Методика
обнаружения механических примесей заключается в следующем. Тон-
костенный химический сосуд вместимостью 250 300 ми заполняется
испытуемым маслом и помещается на подставку с черным покрытием.
Со стороны задней стенки стакана устанавливается темный зкран. Ис-
точник света располаrается сбоку на уровне стакана так, чтобы свет,
проходя сквозь слой масла, не засвечивал rлаза испытателя.
Рис. 22. Структурная схема устройства I<OHTpO
ля изоляции ввода
':'
При наличии механических примесей Me
таллическоrо характера при перемешива
нии будет наблюдаться перемещение час
тип с характерным металлическим блес
ком, которые долrое время Moryт оста-
ваться во взвешенном состоянии и не
опускаться на ДНо. дпя уточнения характера примесей следует восполь
зоваться лупой с 8 15-кратным увеличением или микроскопом.
Следы механических примесей допустимы, если имеется, например,
7 10 включений металлическоrо и неметаллическоrо характера на
всю пробу, осевших на дно или во взвешенном состоянии. Если коли
чество включений превышает указанные значения, необходимо провес
ти количественное определение механических примесей, как указы
валось в 4.
Замену масла в rерметичном вводе в случае необходимости мож
но произвести непосредственно на месте установки без снятия ввода
с трансформатора. Последовательность операций описана в "Инструк
ции по замене масла rерметичных вводов с баками давления в зкс
плуатации без демонтажа оборудования", утверж.ценной rлавтехуправ
лением Минзнерrо СССР и московским заводом "Изолятор" 19 мap
та 1981r.
Метод постояН1ЮZО контроля изоляции вводов заключается в KOH
троле значения емкостноrо тока (тока небаланса) в нулевом прово
де звезды, образованной соединением измерительных отводов всех
трех вводов трехфазноrо трансформатора (10]. Устройство (рис. 22)
состоит из двух блоков: КИВ ], устанавливаемоrо в шкафу зажимов
вторичной коммутации на трансформаторе или вблизи Hero, и КИВ-2,
устанавливаемоrо на панели релейной защиты трансформатора на щи-
те управления подстанции, и применяется на вводах напряжением
500 кВ и выше.
Блок КИВ-] имеет фильтр, позволяющий отстроиться от напряжения
небаланса, обусловленноrо высшими rармониками, и насыщающийся
трансформатор с отпайками. Отпайки позволяют уменьшить ток He
баланса, обусловленный разницей в значениях емкостей вводов. Тоrда
проводник от каЖ!lOrо ввода подсоединяется к соответствующей от-
пайке трансформатора и "звезда" образуется непосредственно в блоке
КИВ ]. Блок КИВ 2 имеет выпрямитель, миллиамперметр для измере-
ния тока небаланса, потенциометр для изменения тока уставки, усили-
тель, сиrnальную неоновую лампу и выходные реле.
При повреждении одноrо ввода емкость ето увеличивается, в ну-
левом проводе и соответственно в первичной обмотке трансформато-
63
ра КИВ ] возрастает ток небаланса. После усиления и выпрямления
сиrнал подается в схему релейной защиты с действием на отключение
или на сиrнализацию. Для Toro чтобы устройство не срабатывало при
переходных процессах и кратковременных повышениях напряжения,
время ero срабатывания устанавливается не менее 8 с.
В нормальных условиях еJl,1КОСТНЫЙ ток ввода 500 кВ составляет
примерно 100 мА, а сумма токов для трех фаз исправных вводов
З 5 мА. Потенциометр устройства КИВ 2 позволяет менять уставку
тока срабатьmания в диапазоне З 15 мА. Для уменьшения поrрешнос-
ти кабель между блоками КИВ-] иКИВ 2 должен быть экранированным
с сечением жил не менее 2,5 мм 2 .
10. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ
ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Проверка работы переключающеrо устройства производится cor-
ласно заводским и типовым инструкциям. Некоторые виды исnьпаний.
позволяющих определить состояние устройств РПН, были рассмотре-
ны ранее. Внешний осмотр переключателя выполняется соrласно ука-
эаниям З. Естественно, что осмотру подлежат только те части, которые
доступны для обзора. В частности, следует проверять rерметичность
шкафов управления устройством РПН, исправность устройств подоr
рева. При их нарушениях в шкафы попадает пьть и rрязь. смазка заrус-
тевает, что приводит к затиранию в осях элементов. воздействующих
на микропереключатели. отказам микропереключателей и, как следст
вие, к рассоrласованию работы устройств РПН отдельных фаз или к без-
остановочному прохождению положений до конечноrо [см. Эксплуата-
ционный циркуляр fлавтехуправления Минзнерrо СССР N° Ц-07-84(Э)
от 26 июня 1984 r.].
Указания по испытаниям трансформаторноrо масла бьmи даны в
4 и 5, а также 1. Если в первый период эксплуатации происходит
ухудшение характеристик трансформаторноrо масла в баке контакто-
ра устройства РПН, следует проверить влаrосодержание масла и при
необходимости заменить ero. То же относится и к маслу в емкости из-
бирателя. если она 01Делена от масла и бака трансформатора. Ухудше
ние свойств масла свидетельствует о неисправности устройства РПН.
Бывают случаи, коrда после заливки масла в бак контактора оно
быстро теряет свои свойства. После замены масла процесс ухудше
ния ero свойств повторяется. Такое явление имеет место при неудов-
летворительном состоянии контактной системы нарушении усилия
Нажатия, перекосе и смещении контактов. нарушении реrулировки
работы устройства в целом, повреждении КОНструкционных элемен-
тов. То же происходит. если устройство бьmо увлажнено при ремон-
те. Такое устройство РПН подлежит ремонту с полной реrулировкой,
а если оно бьто увлажнено с сушкой деталей.
64
в целях cBoeBpeMeHHoro выявления неудовлетворительноrо состоя-
ния устройств РПН необходимо производить испытание масла из их
баков через 1 o 15 дней после включения вновь смонтированных или
отремонтированных трансформаторов, а в случае заметноrо ухудшения
характеристик масла. хотя они и остаются в npеделах допустимых
значений, повторить измерение через такой же срок. Если дальнейшеrо
ухудшения свойств масла не происходит, последующая эксплуатация
и испытания про водятся в обычном порядке. При ухудшении свойств
масла ниже требуемых нормами трансформатор следует вывести в
ремонт. Работа без переключения устройств РПН может быть I1рШiЯ-
та ЛИШЬ как временная мера в течение нескольких суток.
Испытание устройства РПН повышенным напряжением произво-
дится о;:шовременно с испытанием всей изоляции трансформатора
(см. б). При замене или капитальном ремонте устройства РПН Мо-
жет быть вьmолнено испытание повышенным напряжением отдельных
узлов устройства до установки на трансформатор. .
При измерении сопротивления обмоток постоянному току (см.
7) одновременно проверяется качество пайки отводов и состояние
контактов переключателя. Для этоm следует произвести измерение на
кажцом ответвлении реrулировочной обмотки, т.е. на каждом положении
переключателя.
Испытания трансформаторноrо масла. измерение соnpотивления
ПОСТОЯIOlОМУ току, uсциллоrрафирование работы контактора, о кото-
ром будет сказано ниже, и друтие измерения позволяют провести ком-
плексную оценку состояния устройства РПН [10]. Измерение коэф-
фициента трансформации позволяет проверить npавильность присоеди-
нения реrулировочных отводов обмотки к переключателю.
Измерение коэффициента трансформации и сопротивления постоян
ному току на каЖдОМ положении устройства Pffil позволяет выявить
неправильноСТИ в сборке схемы переключающеrо устройства при ре-
монте. Результаты измерений сравниваются с данными завода-изrо-
товителя.
Перuодuческая прокрутки устройства РПН является эффективным
средством контроля и профилактики ero состояния. При прокрутке
проверяется работа привода устройства РПН и el-o схемы управления,
кинематическая схема переключателя и контактора. Но rлавное ее зна
чение npофилактика состояния контактов. В процессе эксплуатации
на контактах избирателя (а если имеются предызбиратель или ревер-
сор то и на их контактах) образуется оксидная пленка, увеличиваю-
щая переходное соnpотивление; ее образование может быть опреде-
лено при измерении сопротивления обмоток постоянному току. Если
пленка не удаляется, возникает neperpeB контактов, ухудшаются свойст-
ва трансформаторноrо масла (это может быть определено хромато-
rрафическим анализом растворенных в масле rазов). в конечном сче-
те контакты MorYT достичь состояния, не обеспечивающеrо нормаль-
65
ной работы устройства РПВ. Тоща при внеlШlем К3 или переключении
устройства РПВ, а иноrда и при нормальном режиме происходит Hapy
шеIOIе работы.
Оксидная пленка очищается при переключениях уСтройства РПВ.
Позтому в инструкциях по зксплуатации предусмотрены периодичес-
кие прокрутки с периодичностью не менее 1 раза в 3 12 мес в зависи
мости от типа переключателя и режима работы. Прокрутка уСтройства
РПВ по всем положениям связана с определенными трудностями, так
как требует отключения трансформатора от сети (в противном случае
колебания напряжения в сети достиrнут :!: 12 %, что недопустимо для
потребителей). Позтому прокрутку по всем положениям достаточно
производить 1 раз в roA. Количество циклов прокрутки около 20. При
меньшем числе переключений контакты очишаются не в полной мере.
В друrих случаях производятся прокрутки в рабочем диапазоне,
т.е. в том диапазоне, в котором фактически проиэводятся переклю
чения в процессе раБотыI плюс ОДНо-два положения в обе стороны. Ес-
ли устройство РПН вообще не переключалось, то прокрутка в рабочем
диапазоне означает переключение на два положения в обе стороны от
рабочеrо. Такие прокрутки MorYT производиться без отключения
потребителей. Количество циклов не менее 10. Периодичность про
круток для отечественных устройств типа РВО в трансформаторах
вьтуска 1983 r. и позже 1 раз в 6 мес (если нarрузка не превышает
70 % и число переключений более 300 в roA, можно оrраIOIЧИТЬСЯ еже
rодными про крутками по всем положениям и не производить проме
жуточную про крутку в рабочем диапазоне через 6 мес). )]ля дрyrих
устройств РПВ прокрутки в рабочем диапазоне должны производиться
не реже 1 раза в 3 мес. Опыт показьmает, что таких контрольных про-
круток достаточно для поддержания контактов устройств РПВ в YДOB
летворительном состоянии. После прокрутки сопротивление исправной
обмотки постоянному току приближается к значению, указанному
в паспорте.
Нажатие контактов измеряется при их реrулировке. Если давление
контактов переключателя или контактора недостаточно, то их переход-
ное сопротивление увеЛИЧИВается, что приводит к местным переrревам,
а при протекании тока К3 к свариванию. Слишком большое давление
приводит к увеличению усилий при переключениях, повышенному Mexa
ническому износу, заклиниванию избирателя, нечеткому срабатыванию
контактора.
Контактное нажатие измеряется при включенном сосroянии путем
оттяrивания или отжатия ПОДВИжноrо контакта с помощью динамомет-
ра до момента разрьmа цепи, фиксируемоrо по освобождению зажатой
МC>Iф,у контактами бумажной полоски или омметром.
Испытание приводноzо механизма начинается с проверки работы
ero схемы управления при отключенном двиrателе. При нажатиипус-
ковых кнопок или замыкании зажимов, к которым присоединяются
66
пусковые кнопки, должно происходить срабатывание СОО1"веТСIВУЮЩИХ
пусковых контакуоров или промеЖУIОЧНЫХ реле. Затем, не включая
ПИIания двиrателя, ПРОИЗВОДlпся проверка раБОIЫ конечных выклю
чателей. С помощью рукоятки механизм уСIанавливаеIСЯ в крайнее по
ложение. При этом размыкается конечный выключаIель. Если уеперь
нажать кнопку СООIвеIствуюшеrо направления вращения механизма,
УО конУакуор (реле) не должен сраБОIать При необходимосrn конеч-
ный выключатель реrулируеIСЯ.
Установив механизм в положение, близкое к среднему, проверя-
ЮI ero раБОIУ при включенном двиrателе. Проверка ПРОИЗВОДИIСЯ
при включении каждоrо контакуора. Направление вращения ДОЛЖНО
соотвеусувовать указаююму на механизме.
После установки на IраНСфОРМaIОР проверяется правильноCIЬ соч-
ленения приводноrо механизма с переключаIелем прокручиванием
механизма рукояткой. Затем ПРОИЗВОДИIСЯ окончаIельная проверка.
Переключение с одной СIупени на друrую должно происходшь без
осуановок или замедлений вращения, коуорые MorYT возникнуть при
переrрузке двиrаIеля вслеДСIвие неправильной сборки. О правиль-
НОСIИ Iорможения приводноrо механизма свидеIельствуеI расположе-
ние цифры, обозначающей положение переключаIе.пя, посередине ок-
на указаIеля. Точная остановка механизма обеспечиваеIСЯ реrулиров-
кой положения конуактных пальцев контроллера.
Измерение вращающеrо момента ПРОИЗВОДИIСЯ при ремонте упройст-
ва РПН. На ведущем валу закрепляется рычаr, к концу KOIoporo при-
креnляеIСЯ динамометр. К динамометру прикладывеIсяя усилие, на-
правленное перпендикулярно ШЮСКОСIИ рычаr вал. Вращающий момен]"
определяеIСЯ как произведение усилия, при котором начИНается дви
жение, на длину рычаrа.
Проверка последовательности действия контактов осущеСIвляеIСЯ
путем сняrnя уак называемых KpyrOBbIX диаrрамм. Круrовую диar-
рамму снимают при ПОВОрOIе ведущеrо вала в прямом и обратном
направлении не менее чем на два положения подряд. Если есуь реверсор
или предызбираIель, УО диаrраМму снимаЮI между теми положениями,
rде они учаСIВУЮI в переключении.
Наиболее прОСУО круrовая диаrрамма снимается методом сиrналь
ных ламп. На валу закреnляеIСЯ шкала уrлов (на 3600 с делениями
через каждыЙ rpадус), а на неподвижной чапи УСIройства СIрелка.
Перед измерением вращением привода в нужную порону выбираЮI
все зазоры, а СIРелку совмещаЮI с нулевым делением шкалы. ЭлеКIРИ-
ческую схему собирают уак, чтобы при включении или отключении
Ioro или иноrо конуакуа rасла или заrоралась лампа. В ПРОСIейшем
случае подаеIСЯ питание о]" сеIИ 220 В переменноrо тока через уоко-
оrраничивающий реостау, а лампы пониженноrо напряжения вклю-
чаЮIСЯ параллельно конуакуам.
67
J( uзоuра",елю
а)
DJ
d " h
о)
Рис. 23. Схема включения вибраторов осциллоrрафа к контактору устройства
РПН дЛЯ снятия крyrовой диarраммы:
о схема включения вибраторов; б установка изоляшюнной прокладки
и накладки на контакт
Для современных быстродействующих устройств РПН с акrnвными
токооrраничивающими сопротивлениями методом сиrнальных ламп
можно снять только диаrрамму совместной работы переключателя и
контактора, но невозможно получить картины работы щести KOHTaK
тов контактора (по три на четном и нечетном плечах). Поэтому правиль
нее использовать метод осциллоrрафа. Вибраторы осциллоrрафа ВКЛЮ
чают непосредственно в цепь соответствующеrо контакта. Если это
невозможно, пользуются более сложными схемами. Схема для запи-
си работы контактов контактора устройства РПН приведена на рис. 23.
Здесь Кр рабочие контакты, КВ вспомоrательные контакты, К д
дyrоrасящие контакты, R токооrраничивающие резисторы, r доба
вочные измерительные резисторы, индекс 1 нечетное плечо KOHTaK
тора, 2 четное плечо контактора. Толстыми линиями показаны си
ловые цепи контактора, тонкими измерительные. На подвижный или
неподвижный рабочий или вспомоrательный контакт о накладывается
изоляционная прокладка Ь и поверх нее измерительный контакт с,
к которому присоединен вибратор осциллorрафа, включаемый при co
прикосновении контакта с со вторым контактом d. Лучше BcerO на одну
осциллоrрамму вывести работу всех контактов контактора, избира
теля, предызбирателя и реверсора. На осциллоrрамме четко ВJЩна пос
ледовательность работы всех контакторов устройства РПН. Полученную
крyrовую диarрамму следует проверить в соответствии с указаниями
заводской инстру:.-ции по эксплуатации РПН.
В процесс е изrотовления устройств РПН используются и друrие ви-
ды проверки и испытаний контакторов, но мы их рассматривать не
будем, так как они не при меняются в условиях ремонта и эксплуатации.
68
11. КОНТРОЛЬ ЗДСОСТОЯНИЕМ
вспомоrДТЕльноrООБОРУДОВДНИЯ
ПоД вспомоrательным оборудованием обычно понимают те элементы
трансформатора, которые расположены на баке или вне ero, не участ
вуют непосредственно в преобраэовании электроэнерrии или изолиро
вании токоведущих частей и служат для обеспечения нормальной рабо
ты токоведущих, изолирующих частей и маrнитной системы. Это в пер-
вую очередь система охлаждения, все ви,ды защиты, раСllшритель и т.д.
Основные моменты, на которые следует обращать внимание при внеш
нем осмотре, бьти описаны в з. Рассмотрим попробнее вопросы
проверки работы некоторых вспомоrательных устройств.
Осмотр u проверка устройств охлаждения предусмотрены норма-
ми (см. табл. 5) и производятся соrласно типовым и заводским инст
рукциям [1, 2]. Для выполнения требований ПТЭ при осмотре тpaнc
форматоров с принудительной циркуляцией масла следует убедить
ся, что циркуляция масла не прекратилась. Не реже ] раза в 6 мес нуж
но проверить исправность сиrнализации о прекращении циркуляции
масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов, показания
манометров, включение резервноrо охлаждения или источника питания.
Давление масла в охладителе должно превышать давление циркулирую
щей в нем воды не менее чем на 0,2 KrC/CM 2 , даже при аварийной OCTa
новке маслонасоса, а при работающем насосе на 1 2 KrC/CM 2 . Степень
охлаждения масла контролируется по разности температур на выхо-
де охладителя. При номинальной нarрузке трансформатора она долж
на быть не менее 10 Ос. В трансформаторах с дутьевым охлаждением
допускается работа при остановленных вентиляторах, если температу
ра верхних слоев масла не выше 55 О С при наrрузке меньше номиналь-
ной, а при минусовых температурах окружающеrо воздуха не выше
+45 ос независимо от наrрузки.
В системах охлаждения с принудительной циркуляцией масла сле-
дует особое внимание уделять масляным электронасосам [9, 10]. При
обнаружении признаков ненормальной работы (вибрация, скрежет,
посторонние шумы, отклонение давления от нормальноrо) насос дол-
жен выводиться в ремонт. Следует вести учет работы насосов, так как
соrласно заводским инструкциям они должны выводиться в ремонт
для про ведения реrламентных работ. Необходимо также периодически
проверять ток, потребляемый электронасосом (токоизмерительны
ми клещами, если в ero цепи не установлен амперметр). Задвижка на
напорном трубопроводе насоса должна быть открыта (допускается
работа с закрытой задвижкой не более 1 2 мин)_
При реrламентных работах на насосе прежде Bcero проверяется со-
стояние ПОДlilllПНИКОВ, особенно их осевой Износ. При повыщенном из-
носе одноrо или обоих колец ПОДlilllпника ротор насоса перемещается
в осевом направлении и может начать задевать крьтьчаткой за корпус,
69
что приводит К образованию металлической стружки. Эта стружка,
а также элементы подшипника в случае ero разрушения или кусочки
обмотки статора неэкранированноrо насоса в случае ее переrорания
попадают в бак трансформатора. При направленной циркуляции масла
(НДЦ и НЦ) они проникают непосредственно на изоляцию обмоток
трансформатора и сш1ьно ухудшают ее свойства. Своевременная реви
зил насосов предупре}I\Дает серьезные аварии трансформатора. Правиль-
но собранный и отбалансированный насос не имеет затираний и вибраций,
леrко врашается от руки. При ухудшении свойств трансформаторноrо
масла в баке трансформатора, в том числе результатов хроматоrрафи
ческоrо анализа растворенных в нем rазов, следует проверить исправ-
ность насосов, в частности отсутствие чрезмерноrо переrрева.
Нарушения системы дыхания MorYT приводить к отключению транс-
форматора rазовой защитой. В трансформаторах с воздухоосушителем
повышение уровня масла в расширителе выше конца патрубка дыха-
ния приводит к сливу масла через патрубок и воздухоосушитель, что
может быть установлено при осмотре трансформатора (см. З).
в случае обнаружения течи масла через дыхательный патрубок BЫX
лопной трубы на работаюшем трансформаторе он может быть остав-
лен в работе до следующеrо текущеrо ремонта, но уровень масла
в расширителе следует понизить настолько, чтобы в любых режимах
раБоты трансформатора он не превышал отметки +40 о С. Для трансфор-
маторов с азотной защитой масла следует отсоединить азотопровод от
расtilирителя и азотных емкостей и продуть ero, заменить СШ1икаrель
в азотном осушителе, слить масло из. азотных емкостей и просушить
ИХ. При очередном текушем ремонте нужно выполнить мероприятия,
предусмотренные [9].
Термосифонные и адсорбционные фильтры служат для непрерывной
автоматической реrенерации трансформаторноrо масла. они заполняют-
ся, как праВШ10, силикarелем марки КСК с диаметром зереН З 7 мм.
Допускается применение дру. их сорбентов (например, активной оки-
си алюминия), обладающих избирательной способностью поrлощать
из масла продукты ero старения и влarу. Не следует применять цеоли-
ты. В термосифонном фильтре масло ииркулирует естественным пу-
тем: в баке трансформатора нarревается и поднимается, в фШ1ьтре ох-
лаждается и опускается. Адсорбционные фШ1ьтры устанавливаются на
трансформаторах с принудительной циркуляцией масла, rде движение
масла обеспечивается насосами.
Если в пробе масла из бака трансформатора кислотное число уве-
личилось до 0,15 Mr КОН. сорбент следует заменить. В адсорбиионных
фШ1ырах, кроме Toro, сорбент заменяется через rод после начала зкс-
плуатации независимо от результатов анализа масла. Контроль состоя
ния сорбента осуществляется также по характеристикам изоляции и
масла. Ухудшение пробивноrо напряжения масла, tg fJ обмоток и масла,
влarосодержания масла указьmает на потерю сорбентом ero адсорбцион-
70
ных свойств И целесообразность ero замены. Засыпать термосифонный
или адсорбционный фильтр следует хорошо просушенным отсеянным
от пыли силикarелем.
Воздухоосушители применяют для сушки воздуха, поступающеrо
в трансформатор или Неrерметичный ввод. Требования к сорбенту
здесь несколько отличаются от требований в термосифонном I01и ад-
сорбционном фI01ьтре. Осуumтелем служит СI01икаrель марки КСМ,
допускается применение цеолита.
Качество сорбента в воздухоосуumтеле проверяют по цвету lffiДи
KaTopHoro силикаrеля, который представляет собой обычный СI01ика-
rель, пропитанный хлористым кобальтом (на 100 частей СI01икarеля
3 части хлористоrо кобальта). Индикаторный СI01икаrель помещают
в небольшом количестве только напротив CMoTpoBoro окна фI01ьтра,
весь же фильтр заполняется осуlШlтелем без ero пропитки хлористым
кобальтом, так называемым рабочим СI01икаrелем. Это позволяет ус-
корить процесс сушки увлажняющеrося силикаrеля.
Контроль за воздухоосуumтелем в зксплуатации заключается в Ha
блюдении за окраской индикаторноrо силикarеля (см. табл. 5) и уров-
нем масла в масляном затворе. Сухой индикаторный силикаrель имеет
rолубой цвет. При осветлении окраски отдельных зерен следует уси
лить надзор за фильтром. С ростом увлажнения сорбента зерна индика-
TopHoro силикarеля принимают розовую окраску. При этом следует
заменить весь сорбент фильтра, как рабочий, так и индикаторный. Ув-
лажненный силикаrель не только не обеспечивает сушки воздуха в
фильтре, но даже оказывает вредное воздействие, увлажняя воздух и
через Hero масло. Во всех случаях замену сорбента в воздухоосушите-
ле следует производить не реже 1 раза в 6 мес.
Заменять сорбент следует в сухую поrоду, выводя осушитель из
раБотыI не более чем на 3 ч. Одновременно с этим производится заме
на масла в масляном затворе.
Увлажненный силикarель восстанавливают путем сушки. Рабочий си-
ликarель воздухоосушителей, адсорбционных и термосифонных фильт
ров сушат при температуре 40 SOO ОС. Хорошее качество сушки обес
печивается при прокаливании на противне. Однако хлористый кобальт
при таком ншреве разлarается, поэтому сушка индикаторноrо сили
кarеля производится при температуре 11S 120 ос в течение lS 20 ч
до получения rолубой окраски. Сухой сорбент во избежание увлажне-
ния хранят в rерметизированной таре.
Предохранительные клапаны и стрелочные маслоуказателll приме-
няются на крупных трансформаторах (прежде Bcero с пленочной защи
той масла) вместо выхлопной трубы и маслоуказательной трубки.
При неправильной установке стрелочноrо указателя можно допустить
чрезмерное повышение уровня масла при возрастании ero темпера-
туры или недопустимое снижение уровня при ее уменьшении. Эксплу-
71
а)
/
· в -08'
,."
""....
....
....
....
........
............"
........
· H.... н'
tf)
Рис. 24. Влияние длины рычаrа на работу маслоуказшеля:
а шкала маслоуказшеля; б расположение рычarа в расширителе
атационный циркуляр N° Ц 06 84(Э) от 26 июня 1984 r. требует YCTa
новить на всех трансформаторах с lUIеночной защитой стреЛО'llIые мас-
лоуказатели с раздельной сиrнализацией максимальноrо и минималь
Horo уровня масла. Уровень масла в расширителе следует устанавли
вать в соответствии с температурой верхних слоев масла в трансфор
маторе, предварительно прокачав масло в течение часа насосами системы
охлаждения для выравнивания температуры масла. Показание стрел
ки маслоуказателя должно соответствовать фактическому уровню
масла.
Рычаr маслоуказателя должен иметь длину 2090 мм при диаметре
расширителя 1570 мм и 1610 мм при диаметре 1260 мм. На рис. 24
показано, как может исказиться показание стрелки, если установлен
рычar большей длины, чем это требуется. Если первоначально стрел
ку указателя установить по максимальному уровню масла (т.е. при
верхнем положении поплавка В на рис. 24, б стрелку установить в поло
жение тих на рис. 24,а), то в нижнем положении ПОlUIавка она займет
положение н' вместо требуемоrо положения Н. Рычаr повернется на
меньший уrол, чем это требуется (меньше 400). Стрелка указателя зай
мет соответственно положение Н' вместо тin. Следовательно, указатель
не обеспечит правильноrо показания уровня масла с тем большей по
rрешностью, чем уровень ниже. Если же стрелку установить по мини
мальному уровню (при положении поплавка Н' стрелку установить
в положение mill), то при максимальном уровне стрелка окажется в
положении В' и указатель будет давать тем большую поrреШНОСTh, чем
выше уровень масла.
Чрезмерный уровень масла в расширителе вызывает срабатывание
предохранительноrо клапана. При возврате клапан может не полностью
закрыться. что приведет к упуску масла и отказу. Уплотнения предох
ранительных клапанов должны обязательно проверяться. Из двух конст-
рукций предохранительноrо клапана, показанных на рис. 25, более на-
дежной является вторая (рис. 25, б) с манжетным УlUIотнением. ПоэТ0-
му при осмотре следует qpоверять, какой клапан установлен на транс-
форматоре. Если установлен клапан с круrлой резиновой проклад-
72
2 1
Рис. 25. Предохранительный клапан:
1 кожух; 2 крЬШJКа; 3 круrпая прокладка; 4 манжета; 5 прижим
ное кольцо; 6 корпус
кой (рис. 25,а), ero следует заменить. Клапан такой конструкции опре
деляется при снятом защитном ко>"ухе 1 по внеlШIему виду крышки
(сравните поз. 2 на рис. 25,а и б) и отсутствию прижимноrо кольца 5
(рис. 25, б) .
Автоматические средства пожаротушения рекомендуется проверять
2 раза в rод после осенне зимнеrо максимума и летнеrо периода
путем опробования с пуском воды или пены (водяные установки бо
лее распространены, хотя пенные более эффективны). Кроме Toro,
1 раз в квартал производят проверку без воды БОдяных эадвижек
(закрывают и открывают). Бинтовые (тш пенные) распьтительные
насадки должны быть установлены так, чтобы струя воды, ударяя в бак
трансформатора и втулки вводов, покрывала водяной завесой Tpaнc
73
форматор и ero расширитель равномерно со всех сторон. Установки
автоматическоrо пожаротушения предусмотрены на трансформато
рах 500 кВ и выше, а также 220 ЗЗО кВ мощностью 200 МВ-А и более.
Мноrие мощные трансформаторы оборудованы отсечными кла
панами, перекрывающими трубопровод между баком трансформа
тора и расширителем при работе автоматическоrо пожаротушения ЮIИ
при срабатывании дифференциальной и rазовой (на откточение) защит.
При вкточении трансформатора после откточения защитой от ВНYT
ренних повре>IЩений после пожара следует устанавливать клапан в OT
крьпое положение. При осмотре следует убедиться, что отсечной кла
пан находится в открытом положении.
На безаварийную работу трансформаторов большое влияние ока-
зывает также своевременная проверка систем релейной защиты и
коммутационной аппаратуры и поддержание их в работоспособном
состоянии.
12. РЕВИЗИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ДЛя выяснения некоторых видов начинающихся повре>IЩений тре-
буется вскрытие и внутренний осмотр трансформатора. В частности,
такая необходимость возникает при наличии paCTBopeHHoro в масле
зтилена, выявленноrо хроматоrрафическим анализом, при повышенном
значении активноrо сопротивления обмоток, при проверке маrнито
провода и т.д. Во мноrих случаях при вскрытии возможно устранить
повре>IЩение.
Внутренний осмотр трансформатора с подъемом колокола или актив-
ной части (в зависимости от исполнения) назьmают ревизией. В общем
случае ревизия включает в себя совокупность работ по вскрытию, ос-
мотру, проверке, устранению замеченных неполадок и rерметизации
активной части трансформатора.
Ревизия производится в зксплуатации в сроки, предусмотренные
местными инструкциями, а также по мере необходимости. Ревизия
является обязательной при монтаже всех трансформаторов llO 500 кВ
в случае нарушения требований инструкций при поrрузке, транспор
тировании, выrрузке и хранении трансформаторов. Если по состоянию
изоляции трансформатор требует сушки, ревизия проводится после суш
ки и пропитки маслом.
Началом ревизии считается начало слива масла, окончанием момент
rерметизации бака перед заливкой масла. Ревизия может выполняться в
помещении или вне помещения. Если относительная влажность воздуха
составляет менее 65 %, а ero температура не менее +20 Ос, ревизия
может производиться без предварительноrо проrрева трансформатора.
В остальных случаях требуется проrрев трансформатора с тем, чтобы тем-
пература активной части перед вскрытием на 1O 20 О С преВЬШIала
температуру окружающей среды. Измерение температуры активной
74
части производится любым термометром, кроме pTyrnoro, во избежание
попадания ртути в трансформатор. Если проrрев не проводится, то перед
вскрытием трансформатор должен быть вьщержан до тех пор, пока
температура ero активной части не сравняется с температурой окружаю
ще о воздуха. Естественно, если температура трансформатора была
выше температуры воздуха, такой выдержки не требуется.
Во время проведения работ вне помещения должна быть ясная по
rona без осадков. Запрещается проводить ревизию при дожде и тумане,
а для трансформаторов класса напряжения 330 500 кВ, а также 220 кВ
мощностью 200 МВ.А и более, при минусовых температурах или
влажности более 80 %. Допустимая продолжительность ревизии зависит
от температуры и влажности воздуха. При плюсовых температурах и
относительной влажности до 65 % она составляет 16 ч, при влажности
65 80 % 12 ч. При относительной влажности более 80 % или ОТРlЩа
тельных температурах продолжительность ревизии не должна превы
шать 8 ч.
Если указанная выше допустимая продолжительность ревизии или
дрyrих работ, связанных с разrерметизацией и сливом масла из Tpaнc
форматора, будет превышена, необходимо выполнить сушку трансфор
матора.
Измерение относительной влажности воздуха производится пси
хрометром, состоящим из двух термометров, один из которых сухой
(он показывает температуру воздуха), а дрyrой смочен. Смачивание
про изводится опушенной в воду марлей. По разности показаний двух
термометров и специальной психрометрической таблице (табл. 14)
определяют относительную влажность воздуха. Психрометры бывают
комнатные и аспирационные. Если комнатный психрометр использует
ся вне помещения, он должен быть защищен от воздействия ветра.
После слива масла, пере;:J, подъемом колокола или активной части.
снимают препятствующие подъему части (привоцы и изоляционные
валы переключателей, цилиндры маслонаполненных вводов). отсоеди
няют от вводов отводы обмоток и подвязывают их, ослабляя распор
ные винты. Подъем произвоцят плавно. без перекосов, а снятую часть
устанавливают rоризонтально на деревянных подкладках. После под
rотовки удобноrо рабочеrо места приступают к осмотру активной
части.
Все доступные стяжные шпильки ярм, креплений отводов обмоток,
барьеров. переключателей и дрyrих элементоВ активноЙ части прове
ряют, а замеченные ослабления уСl"раняюТ подтяжкой raeK.
Затяжку винтов и домкратов осевой прессовки обмоток начинают
с внутренних нажимных колец. При этом мешаюшие винтыI наружных
обмоток MoryT быть временно вывернуты. Затяжка производится рав-
номерно по окружности. Последними затяrиваются наЖИl\lНые винтыI
и домкраты наружных нажимных колец. Все контрraЙки должны быть
затянутыI.
75
-..1 Т а б л и ц а 14. Психрометрическая таблица для комнатиоrо психрометра
0\
Показа Влажность воздуха, %, при разности показаний eyxoro и емачиваемоrо термометров, ос
емачивае-
Moro термо- О 0.5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 {i.5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10
метра, ос
О 100 90 81 73 64 57 50 43 36 31 26 20 16 11 7 3
1 100 90 82 74 66 59 52 45 39 33 29 23 19 16 11 7
2 100 90 83 75 67 61 54 47 42 35 31 26 2з 18 14 10
3 100 90 83 76 69 63 56 49 44 39 34 29 26 2l 17 13 10
4 100 91 84 77 70 64 57 51 46 41 36 32 28 24 20 16 14 II
5 100 91 85 78 71 65 59 54 48 43 39 34 30 27 23 19 17 13 10
6 100 92 85 78 72 66 61 56 50 45 41 35 33 29 26 22 19 16 13 10
7 100 92 86 79 73 67 62 57 52 47 43 39 35 31 28 25 22 18 15 12 11
8 100 92 86 80 74 68 63 58 54 49 45 41 37 33 30 27 25 21 18 15 14
9 100 93 86 81 75 70 65 60 55 51 47 43 39 35 32 29 27 24 21 18 17
10 100 94 87 82 76 71 66 61 57 53 48 45 41 38 34 31 28 26 23 21 19
II 100 94 88 82 77 72 67 62 58 55 50 47 43 40 36 33 30 28 25 23 20
12 100 94 88 82 78 73 68 63 58 56 52 48 44 42 38 35 32 30 27 25 22
13 100 94 88 83 78 73 69 64 61 57 53 50 46 43 40 37 34 32 29 27 23
14 100 94 89 83 79 74 70 65 62 58 54 51 47 45 41 39 36 34 31 29 26
15 100 94 89 84 80 75 71 67 63 59 55 52 49 46 43 41 37 35 33 31 28
16 100 95 90 84 80 76 72 67 64 60 57 53 50 48 44 42 39 37 34 32 30
17 100 95 90 84 81 76 73 68 65 61 58 54 52 49 46 44 40 39 36 34 3l
18 100 95 90 85 81 76 74 69 66 62 59 56 53 50 47 45 42 40 37 35 33
19 100 95 91 85 82 77 74 70 66 63 60 57 54 51 48 46 43 41 39 37 34
20 100 95 91 86 82 78 75 71 67 64 61 58 55 53 49 47 44 43 40 38 36
21 100 95 91 86 83 79 75 71 68 65 62 59 56 54 51 49 46 44 41 38 37
22 100 95 91 87 83 79 76 72 69 65 63 60 57 55 52 50 47 45 42 40 38
2з 100 96 91 87 83 80 76 72 69 66 63 61 58 56 53 51 48 46 43 41 39
24 100 96 92 88 84 80 77 73 70 67 64 62 59 56 53 52 49 47 44 42 40
25 100 96 92 118 84 81 77 74 70 68 65 63 59 58 54 52 50 47 45 44 42
Тщательно, с ХОрОllШм освещением осматривают изоляцию доступ
ных частей обмоток и их отводов, переключателей, циmшдров и друrих
элементов. Замеченные повреждения устраняют. Осматривают доступ
ные контакты переключателей.
Одновременно с работами на активной части осмаТРlшают бак. OcTaT
ки масла со дна бака удаляют.
При ревизии производится ряд измерений на активной части. Прове-
ряется схема заземлений. Измеряется сопротивление изоляции стяж
ных шпилек, прессующих колец относительно акпшной стали и ярмо-
вых балок, а также между сталью и балками. Измеряется сопропшле-
ние электростатических зкранов. В начале и в конце ревизии измеряют
показатели увлажнения изоляции, как указано в 6.
После проведения всех измерений и проверок непосредственно перед
опусканием активной части в бак или установкой колокола активная
чаСTh промывается струей rорячеrо трансформаторноrо масла, качест-
во KOToporo должно соответствовать требованиям табл. 1 к вновь зали-
ваемому маслу.
По окончании перечисленных работ активную часть ми колокол
устанавливают на место. Восстанавливают заземление активной части
на бак, а отводы обмоток присоединяют к вводам. После сборки схе-
му подсоединения отводов и схему заземления проверяют визуально.
Устанавливают на свои места все снимавшиеся или перемещаВllШеся
части, трансформатор rерметизируется и заливается маслом.
Если климатические условия и допустимая длительность разrерме-
тизации не нарушены, приступают к контролю состояния изоляции
трансформаторов соrласно 6.
Вопросы ремонта трансформаторов в настоящей книrе на рассмат-
риваются. Перечень основных работ при ремонтах приведен в прило-
жении 2.
13. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Не останавливаясь на дрyrих, более сложных способах проверки co
стояния трансформаторов, рассмотрим несколько примеров комплекс-
ной ero оценки на основании результатов испытаний. описанных в на-
стоящей книrе. Рассмотрим также несколько примеров аварий и OT
казов трансформаторов, вызванных некачественным проведением oc
мотров или испытаний, непринятием мер по результатам испытаний
или тем, что проверка и испытания не были выполнены.
Автотрансформатор АТДЦТН-2S0000/S00/l10 проработал 7 лет.
В табл. 15 приведены характеристики изоляции ero обмоток при завод
ских испытаниях и -Iерез 7 лет эксплуатации. Результаты промежуточ
ных испытанИй не приводятся, так как изменение характеристик во
времени было плавным. Характеристики масла приведены в табл. 16.
За первые 6 лет характеристики масла изменялись сравнительно плав-
77
Т а б л и ц а 15. Характеристики
А ТДЦТН 2S0000/500/11О
изоляции обмоток
трансформатора
ВМ Измерен Значение величины при схеме соединений Т еМПера
испыта ная вели тура об
ний чина BH (НН+бак) HH (ВН+бак) (ВН+НН) бак моток,
ос
Заводские R60/ R 1S ' 310/210=1,5 430/240 = 1,7 320/210 = 1,5 36
МОм/МОм
tg l), % 0,4 0,6 0,6 36
Профилак R60/ R 1S' 250/160 = 1,6 350/250 = 1,4 180/110 = 1,6 20
тические МОм !МОм
через 7 лет tg l), % 0,71 0,78 1,2 20
эксплуата
ции
Та б л и ц а 16. Характеристики масла трансформатораАТДЦТН 2S0000/500/11О
Характеристики масла
ВМ испытаний
из бака трансформатора
из контакто-
ра РПН
U пр ,
кВ
t всп ,
ос
Кислот
ное чис
ЛО,мr
КОН
Влarосодер tg l)M
жание W, при U пр ,
r/T 70 ос, % КБ
w, r/T
При монтаже 79,6 144 0,02 9 0,6
Профилактические 78,2 140 0,079 19,8 4,5
через 6 лет экс.
плуатации
Контрольные пос- 80 139 0,077 18,9 3
ле обработки си
ликarелем
Профилактические 59,2 139 0,056 19,4 3,3
через 7 лет зксплуа
тации
90
60 16,9
Но, затем масло было подвертнуто обработке СЮIИкarелем. XpOMaTO
rрафический анализ растворенных в масле rазов через 7 лет эксплуа-
тации показал конuентрацию уrлекислоrо rаза 0,16 % и очень слабую кон-
центрацию друrих rазов. Характеристики изоляции вводов через 7 лет
эксплуатации приведены в табл. 17.
Как вцдно из результатов, ни один из показателей не достиr предель-
но допустимоrо значения. Тем не менее следует обратить внимание на
следующие обстоятельства: пробивное напряжение масла снизи-
лось за последний rод с 80 до 59,2 кВ и приблизилось к предельному
78
Т а б л и ц а 17. Характеристики
АТДЦТН 1500001500/11О
изоляции
вводов
трансформатора
tg /), %, по фазам
А В С
tg/)1 tg /)2 tg /)1 tg /)2 tg/)1 tg /)2
0,56 0,68 0,44 0,49 0,4 0,45
0,55 0,5 0,53 0,62 0,59 0,63
Напряжение
вводов, кВ
500
110
(tg /)1 относится 1< основной изоляции ввоцов, tg /)2 к измерительному KOH
денсатору) .
(55 кВ); tg /) масла вновь начал расти; влarосодержание масла близко
к предельному (20r/T).
Определим расчетное значение влarосодержания твердой изоляции,
хотя пересчет здесь ПРJЩется вести на 40 ос (требуется привести tg /)
изоляции обмоток к 60 Ос, так как tg /)м масла определялся только
при температуре 70 О С). В результате пересчета получим следующие
значения tg /)60 изоляции для разных схем измерения: 2,03; 2,22 и
3,42 %. По HOMorpaMMe на рис. В,.? определяем соответствующие вла-
rосодержания твердой изоляции: 2,8; 3,25 и более 4 %. Это MHoro для
трансформатора класса напряжения 500 кВ.
В ы в о д: трансформатор может быть оставлен в работе до вывода
в ремонт, но требует повышенноrо внимания в эксплуатации. При пер-
вом же ремонте необходимо взять образцы тверпой изоляции для опре
деления влarосодержания. В зависимости от результатов измерений
следует заменить масло или (если влarосодержанllе образцов действи-
тельно окажется около 3 %) вывести трансформатор в капитальный
ремонт с сушкой изоляции.
В следующих примерах мы не будем ПРИВОДlПь столько подробных
данных, а обратим внимание лишь на те показатели, которые являются
опрепеляющими для решения вопроса о дальнейшей эксплуаташIИ
трансформатора.
Трансформатор ТЦЦ-2S0000/l1 О блочный, проработал 20лет. При xpo
матоrрафическом анализе обнаружена концентрaшrя 0,93 % утлекисло-
ro rаза (СО 2 ), что свидетельствует о повышенном старении изоляции,
и 0,013 % этилена (С 2 Н 4 ), что свидетельствует о наличии MecTHoro пе-
perpeBa. Расчетное значение влarосодержания твердой изоляции после
последнеrо капитальноrо ремонта было 4%, что предположительно сви-
детельствует о неПОСlаточной сушке. Такой трансформатор трудно вы-
сушитъ до требуемой степени без опасности дальнейшеrо YCKopeHHoro
старения изоляции.
В ы в о д: rотовить эамену трансформатора. до замены можно оста-
витъ в работе, контролируя содержание растворенных в масле уrлекис-
79
лоrо rаза и этилена, периодически измеряя характеристики изоляции
и масла (в первую очередь tg б) .
Трансформатор тдцr 250000/330 проработал 14 лет. Расчетное зна
чение влarосодержания твердой изоляции превысило 3 %; tg Ь изоля
ции вводов возрос до значения, близкоrо к предельному; содержание
водорастворимых кислот в масле вводов 330 кВ выше НОРМЫ '(по фа
зам 0,06; 0,055 и 0,06 Mr КОН) .
В ы в о д: произвести ремонт трансформатора, предусмотрев замену
масла и силикarеля во вводах и сушку изоляции трансформатора (для
уточнения влarосодержания твердой изоляции перед сушкой И после
нее взять образцы).
Трансформатор тдтr-15000/1l0 проработал 30 лет. При послед-
нем кашпальном ремонте (через 27 лет работы) масло имело понижен-
ные характеристики (tg Б М20 = 2,3 %). расче'IНое влаrосодержание TBep
дой изоляции больше 4 %. После капитальноrо ремонта испытаний не
проводилось. Изоляция была сильно состарена (темная, ломкая).
В ы в о д: следует rотови'IЬ замену трансформатора, до замены мож
но оставить в работе, осуществляя контроль состояния измерением
tg б изоляции и масла не реже 1 раза в [од. Капитальный ремонт с суш
кой изоляции не рекомеlЩуется. .D.ля трансформатора опасно воздейст
вие токов внешних К3, однако в месте ero установки эти токи невелики.
Трансформатор ТРДН.40000/1l0 проработал 6 лет. Масло в кон-
такторе устройства РПН быстро терЯет свои свойства (пробивное напря
жение достиrает МИНИМ<LЧЬНО допустимоrо значения в течение 2 мес
после замены, визуально наблюдаются в пробе механические примеси).
Повышен tg Ь изоляции трансформатора, данные о tg б м масла OTCYT
ствуют.
В ы в о д: требуется срочно произвести ремонт трансформатора.
В контакторе РПН снять крyrовую диаrрамму, проверить установку
контактов (rеометрические размеры и жесткость крепления), состоя-
ние контактных поверхностей. нажатие контактов, исправность элемен
тов механизма и привода. Произвести сушку ИЗОЛЯllИИ.
Трансформатор TДTH 16000/35/10 проработал 8 лет. Пробивное
напряжение масла, оставаясь в пределах нормы, за 4 [ода сни:зилось
в баке трансформатора в 1,3 раза, в контакторе в 1,9 раза.
В ы в о д: замени'IЬ силикarель и произвести мноrократную про-
крутку устройства РПН по всему диапазону.
Трансформатор TДTH 10000/110/35/10 проработал 16 лет. Обмотка
35 кВ не испытьmалась, поскольку она не была подключена к сети и
не использовалась, вводы 110 кВ не проверялись 4 [ода.
В ы в о д: произвести внеочередные испытания трансформатора с
полной проверкой состояния изоляции и активноrо сопротивления обмот-
ки 35 кВ. Обмотку 35 кВ защити'IЬ разрядниками. Испытывать вводы
110 кВ.
80
Автотрансформатор Атдцтr l20000/330/110/35 про работал 18 лет.
Хроматоrрафический анализ показал наличие 0,602 % уrлекислоrо rаза
и следы этана. Повторный анализ через 1,5 мес выявил возрастание co
держания С0 2 дО 1,2 %, появление СО, Cl4, C 2 l4 и С 2 Н б . Расчетное
влarосодержание картона более 4 %. Трансформатор бьVI выведен в ка-
питальный ремонт. Влarосодержание картона, определенное прямым
иэмерением, составило 3,8 %. Сушка, выполненная при ремонте, не обес
печила требуемоrо снижения влаrосодержания. Изоляция сильно поли
меризирована.
В ы в о д: изоляция прежде временно достиrла высокой степени CTa
рения, трансформатор подлежит заводскому ремонту с заменой обмо
ток и rлавной изоляции.
Автотрансформатор АТДЦТН 200000/330/110/IО проработал 12 лет.
Масло в баке трансформатора имеет повышенное (до 0,06 %) содержа
ние этилена (С 2 Н 4 ), в контакторе РПН фазы А 0,012 % этилена и
0,02 % этана (хроматоrрафический анализ масла из контактора устройст
ва РПН выпотlяется в связи со снижением ero пробивноrо напряжения,
которое оставалось, однако, в пределах нормы). Пробивное напряжение
Масла ввода 330 кВ фазы В за 3 [ода СНИЗJVIОСЬ в 1,5 раза, также OCTa
ваясь в пределах нормы.
В ы в о д: чаще проводить хроматоrрафический контроль paCTBO
ренных в масле rазов, улучшить уплотнение между контактором и
баком устройства РПН. Если выделение этилена в масле OCHoBHoro бака
трансформатора не прекратится, вывести трансформатор в ремонт.
Профилактические испытания ввода 330 кВ фазы В производить не pe
же 1 раза в [од.
Трансформатор TllTH-25000/IIО/35/10 проработал 14 лет. Значение
tg б основной изоляции ввода 110 кВ фазы А за послеДние 3 [ода YBe
личилось в 4,7 раза, наружной в 3,2 раза и приблизилось к максималь-
ному значеюпо.
В ы в о д: проверять характеристики изоляции и масла вводов 110 кВ
не реже 1 раза в [ОД.
Трансформатор тдтнr l5000/110 проработал 20 лет. В нормаль
ном режиме работы отключился rазовой зашитой. Причина утечка
масла из расширителя ниже уровня rазовоrо реле из за повреждения
сальника радиатора охлаждения, не обнаруженноrо при осмотре.
В дрyrом таком же трансформаторе при осмотре было замечено сла
бое выделение дыма из прокла,цки Е районе контактной Шпильки вво-
да 110 кВ, вызванное переrревом, возникшим от плохоrо крепления
шлейфа к вводу. Трансформатор был своевременно отключен перСОНа
лом, что предупредило возникновение аварии.
В капитально отремонтированном трансформаторе тдцr -250000/330
вскоре после включения сработала rазовая защита на сиrнал. Отбор
rаза из rазовоrо реле производилея небрежно, в результате чеrо замк-
нулся отключающий контакт реле и трансформатор отключился. При oc
81
мотре было обнаружено, что после ремонта отсечной клапан между
расширителем и баком трансформатора остался в закрытом положе
нии, а сиrнализация закрытOI"О положения клапана на щите управле-
ния отсутствовала. Причиной срабатывания защиты на сиrнал явилось
закрьпое положение отсечноrо клапана, причиной отключения трансфор
матора неправильный отбор пробы rаза из реле.
Трансформатор ТДТНf40S00/3S/6 проработал 18 лет, был выведен
в ремонт по результатам хроматоrрафическоrо анализа растворенных
в масле rазов. При осмотре был обнаружен подrар изоляции отводов
фазы В обмотки НН и местный переrрев стали мarнитопровода. После
устранения дефектов введен в работу и вьщеление этилена (С 2 Н 4 ) пре-
кратилось.
Таким образом, своевременное и правильное проведение проверки
состояния трансформаторов позволяет выявить и устранить мноrие
отклонения от нормальноrо состояния, предупредить возникновение
аварии и продлить срок службы трансформаторов.
ПРИnОЖЕНИЯ
Приложение 1. Условные оБО3Н8ЧВНИА траНСфОРМ8ТОРОВ общеrо' Н8значени"
Условное обозначение трансформатора состоит из трех частей, разделенных
между собой. Первая часть буквеннaJr, характеризующая число обмоток в фазе,
вид охлаждения и вид переключения оТветвлений.
Буква А в начале обозначения означает автотрансформатор, ее отсутствие
трансформатор с злектрически разделенными обмотками.
Далее указьmается число фаз: Т для трехфазных трансформаторов, О для
однофазных. ,
После обозначения числа фаз для трансформаторов с расщепленной обмоткой
нн ставится буква Р, дЛЯ дрyrих трансформаторов она не стаВIПСЯ.
Следующие одна ИJШ две (редко три) буквы указывают вид охлаждения. лля
масляных трансформаторов: М естественная циркуляция масла и окружающе
1'0 воздуха; Д естественная uиркуляuия масла и принудитепьная циркуляция
воздуха (так называемое дутьевое охлаждение, трансформатор снабжен венти
ляторами); ми принудительная циркуляция масла и естественная ЦИРКУЛЯЦИЯ
воздуха (трансформатор снабжен маслонасосами, такая система встречается peд
ко); ди принудительиая циркуляция масла и охлаждающеl'О воздуха (тpaнc
форматор имеет маслонасосы и вентиляторы); иди разНОВИДНОСТЬ СИСТемы
ди с направленной uиркуляuией масла в баке; MB естественная uиркуляuия
масла и принудительиая uиркуляция воды (трансформатор снабжен водяными
маслоохладителями. система встречаетсЯ очень редко); и принущпельиая uир
куляция масла и охлаждающей воды (трансформатор имеет маслонасосы и водя
ные маслоохладители); ни разновидность системы и с иаправленной цирку
ляциеlt масла в баке.
Буква Т после обозначения системы охлаждения указывает, что трансформа
тор трехобмоточный. Отсутствие буквы означает двухобмоточный трансформатор.
Следующая буква Н указывает, что трансформатор снабжен устройством РПН.
В трансформаторах с ПБВ буква не ставится.
В конце первой буквенной части УСЛОВНОI'О обозначения трансформаторов соб
ственных нужд электростанций ставится буква С.
Вторая часть УСЛОВНОI'О обозначения цифровая и отделяется от первой части
дефисом. В ней указываеТСЯ мощность трансформатора, кВ.А , через дробь
класс напряжения трансформатора (по классу напряжения со стороны ВН), кВ,
и далее через косую дробь класс напряжения стороны СН. Указание номиналь
HOI'O напряжения Нн. а также СН, если оно менее 110 кВ, не обязательно.
В третьей части, также отделяемой от второй части дефисом, указываются две
последние цифры I'ода выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной KOH
струкции, обозначение климаrnческоl'О раnона, для KOTOpOI'O предназначен тpaнc
форматор (У с умеренным климатом, ХЛ с холодным, т с тропическим) ,
83
и, наконец, место размещения (1 на от)(рытом воздухе, 2 в помещениях, ['де
)(олебания температуры и влажности несушественно отличаются от внешиеll среды,
3 за)(рытые помещения с естественной венrnляцией, rдe )(олебания влажности
и температуры значительно меньше, чем на от)(рытом ВОЗдУхе, 4 за)(рытые
помещения с ис)(усственно реrулируемыми )(лимаrnчес)(ими условиями, 5 поме
щения с повышенной влажностью) .
В э)(сnлуатационной до)(ументации часто примеияется со)(рашенное обозначе-
ние, состоящее ТOJIЪ)(O из первой части, мощности и l<Ласса напряжения.
Обозначение АтnUТН 125000/220/110-68Уl расшифровывается та)(: aвTOтpaнc
форматор трехфазный с системой охлаждения ДЦ, трехобмоточный:, с устройст
вом РПН, номинальная мощность 125 000 )(В.Д (125 МВ. Д) , )(ласс напряжения
стороны ВН 220 )(В, СН 110 )(В, )(ОНстру)(ция 1968 ['., для районов с умеренным
)(лиматом, для наружной установ)(и. В э)(сnлуатационной до)(ументации он часто
обозначается со)(рашенно: ATnUTH 125000/220.
Прuпоженuе 2. Перечень основных работ при текущем ремонте крупноrо TpaHC
форматора
Наружный осмотр и ревизия производятся одновременно с устранением BЫ
явленных дефе)(тов. Устраняются теч)(и масла из вводов, в системе охлаждения и
т.д. Подтяrnваются все болтовые соединения, в первую очередь ВВОДОВ, ошинов
)(и, системы охлаждения.
Проверяется rазовая зашита, целость мембраны ВЫХЛОIlliОЙ трубы, исправность
предохранительных )(лапанов Ц стрелочных маслоу)(азателеll.
Производится спус)( rрязи из расширителей, слив излишков масла из вводов
ИЛИ долив)(а до нормальноrо уровня, провер)(а и npornp)(a всех маслоу)(азатель
ных сте)(ол, проrnр)(а вводов, очист)(а )(рышки или )(оло)(ола трансформатора.
выплияютсяя провер)(а и мелкий ремонт двиrателеll вентиляторов, их балан
сиров)(а, а также рerламентные раБотыl на масляных эле)(тронасосах.
Проверяется )(репление трансформатора на фундаменте.
Проверяется исправность Термосифонных фильтров, при )(ислом масле заме-
няется сили)(аrель. Заменяется масло и сили)(аreль во влаrоосушителях, масло
в затворах неrерметичных ВВОДОВ.
Отбираются пробы масла из ба)(а трансформатора, ВВОДОВ и устройства РПН.
Производится ревизия устройства РПН.
Проводятся профила)(тичес)(ие испытания и измерения.
В зависимосrn от местных условий, а та)(же по данным осмотров и исJIыlанийn
масла в межремонтный период выполияются др}тие необходимые работы.
Капитальные ремонты выполняются в соответствии с rnповыми nporpaMMa
ми специализированных ремонтных предnрияrnй.
Типовая пРОi!ра.чма капитаЛЬНОi!О ремонта в)(лючает в себя работы на а)(тив
ной части, ба)(е и арматуре, вводах, изоляции и Т.д.
Производится осмотр И ОПРlЩеление состояния маrнитопровода, измеряется
сопротивление межлистовой изоляции а)(rnвной стали по па)(етам. Выявляются
замы)(ания а)(rnвной стали, возможные деформации ярмовых бало)(, ВЫПада
ния листов стали и прут)(ов масляных )(аналов. Проверяется состояние э)(ранов
и всех элементов заземления, состояние изоляции стяжных шпиле)(. полубанда
жей, брусьев, усилия затяж)(и шпиле)(, болтов и полубандажей на верхних и НИЖ
84
нем ярмах мarнитопровода. Мелкие дефекты, выявленные при осмотре маrни
топровода, устраняются. Производится очистка маrнитопровода от nтaMa, rря
зи и посторонних предметов.
Проверяются обмотки, состояние витковой и дополнительной изоляции, Bep
тикальность столбов укладок. Производится очистка и промывка вертикаm.ных
и rоризонтальных каналов, проверка опрессовки и подпрессовка обмоток, изме-
рение каналов между ДИСКОВЫМИ катушками с дополнительной изоляцией в дo
ступных местах. Обнаруженные мелкие дефекты устраняются. .
По схеме соединения обмоток проверяются исправность изоляции и целост
ность перемычек, пайки, степень старения изоляции, целостность креплений с их
временным снятием при подпрессовке обмотоJ<, расположение отводов и их за
тяжка.
В переключающих устройствах проверяется состояние контактов переключа
теле!! с их зачисткой или заменой, осматриваются реrулировочные ОТВОДЫ, детали
крепления, изолирующие цилиндры Выполняется мелкий ремонт и подтяжка
контактов, осмотр механизмов и проверка их работы, полная реIyлировка и
наладка устройства РПН.
На баке заменяются УПЛOПlеНИЯ. Бак очищается, промывается и при необхо
димости окраlJlИвается. Про изводится осмотр, мелкиl! ремонт и при необходи
мости окраска расlJlИРИтеля, арматуры, системы охлаждения, предохранитель--
ных устройств.
Высоковольтные вводы осматривают и чистят, в них заменяют масло и уплот-
нения, вьшолняют мелкий ремонт и испытывают вводы.
Производят очистку, а при необходимости смену масла в трансформаторе.
Изоляцию трансформатора подверrают сушке (при необходимости).
Проверяют защиту и вторичную коммутацию, силовые и контрольные кабели.
Собирают трансформаторы с заменой всех уплотнений, испытыаютT на ['ер--
метичность, производят монтаж силоВых и контрольных кабелей, установку При
боров контроля и защиты. Испытания трансформатора выполняют в COOTBeTCТ
вии с нормами [2].
Ремонт трансформатора с заменой обмоток производится, как правило, на
специализированных предприятиях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ИНСТРУКЦИЯ по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО орrрэс, 1976.
2. Нормы испытания электрооборудования. М.: Атомиздат, 197К
3. Методические указания по обнаружению повреждений в силовых трансфор
маторах с помощью анализа растворенных в масле rазов. 1\1.: СПО "Союзтехэнерrо",
1979.
4. rолоднов Ю.М. Схемы включения электроизмерительных приборов. 1\1.:
Энерrия, 1979.
5. Филиппишин Б.Я., Туткевич А.С Монтаж силовых трансформаторов. 1\1.:
Энерrоиздат, 1981.
6. Цирель Я.А., Поляков Б.С Эксплуатация силовых трансформаторов на
электростанциях и в электросетях. Л.: Энерrоатомиздат. 1985.
7. Повышение эффективности традиционных методов контроля изоляции
трансформаторов! Б.Б. Банин, Ф.Я. Лсвин, Б.Б. Соколов, Н.П. Фуфурин!/ Элек
трические станции. 1983. N9 8. С 52 56.
8. Конов Ю.С, Короленко Б.Б., Федорова Б.П. Обнаружение повреждений Tpaнc
форматоров при коротких замыканиях!/ Электрические станции. 1980. N9 7. С 46
48.
9. Сборник директивных материалов rлавтехуправления l\Iинэнерrо СССР
(электрическая часть)! Минэнерrо СССР. М.: Энерrоатомиздат, 1985.
10. Эксплуатация оборудования подстанций 500 кБ. М.: Энерrия, 1974.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1. Основные ВlЩы повреждений трансформаторов. . 4
2. Способы диarностики состояния трансформаторов 7
3. Контроль за показанИЯМИ контроnьно измерительных приборов и OCMOT
ры трансформаторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
4. Исmrтание и химический анализ трансформаторноrо масла. 17
5. ХроматоrрафИ'lеский анализ растворенных в масле rазов 28
6. Исmrтания и определение состояния изоляции. . 34
7. Исmrтания и определение состояния обмото к . . . . . 46
8. Контроль за состоянием мarнитопровода и бака. . . . 57
9. Контроль за состоянием высоковольтных вводов. . . 59
10. Контроль за состоянием переключающих устройств. . 64
11. Контроль за состоянием вспомоrательноrо оборудования. 69
12. Ревизия трансформаторов. . . . . . . . . . . . . . . . 74
13. Комплексная оценка состояния трансформаторов. . 77
Приложения. . . . . 82
Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
Производственное издание
['о.noднов Юрий Михайлович
КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ ТРАНСФОРМАТОРОВ
РЩВJ<Тор Н.Н. Ху бла р ов
Редактор издательства Л.В. К о пей к и н а
ХудожеC'l1!енные редакторы В.А. r о з а к Х о 3 а к, Т.Н. Х Р о м о в а
Техничесl<ИЙ редактор Н.М. Б р у д н а JI
Корректор с.В. М а л ы ш е в а
ИБN Q 2015
Набор выполнен в Энерrоатомиздате на Комnoзере ИВМ-82. Подписано в Печать
24.11.87. Формат 60х88 1/16. Бумarа офсе'ПIая N° 2. Печать офсетная. YC1L пеЧ.1L
5,39. YC1L кр.-отт. 5,63. Уч.-изд. 1L 5,79. Тираж 30000 зкз. Заказ 6287. Пена 30 к.
Энерrоатомиздат, 113114, Москва, М-114, IIIлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена TpYAoBoro KpacHoro Знамени МПО
"Первая Образцовая типоrрафня имени А.А. Жданова" СОЮЗПО'1иrрафnрома при
f'оскомиздате СССР. 113054, Москва, Валовая, 28
30 к.
и o rk.. "оии; a.,OhI''fQ",e.t:N,u.yechVl'i
tll "иf.п"' '" NЛ
ттт.6; 6leшдu,f ;od.;.ll.