ООО «ЭнергоАльянс»

ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРИЯ

 

 

1.       Назначение

Рекомендации настоящей методики распространяются на проведение испытаний силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов.

Испытания проводятся для оценки состояния изоляции и выявления образующихся в ней дефектов.

Для изоляции обмоток электрических машин применяется большое количество разнообразных электроизоляционных материалов, выбор которых определяется условиями работы машины и характеризуется нагревостойкостью, относительной влажностью окружающей среды, механической прочностью, озоностойкостью и другими критериями.

Наиболее характерными видами дефектов изоляции обмоток электрических машин являются местные дефекты (трещины, расслоения, воздушные включения, местные перегревы и т.п.), охватывающие незначительную часть площади изоляции.

Внутренняя изоляция силового трансформатора представляет собой сложное сочетание твёрдого (бумага, картон и т.п.) и жидкого диэлектриков, изменение физико – химических свойств которых происходит неодинаково. Чтобы своевременно выявить ухудшение состояния отдельных компонентов изоляции, производится измерение характеристик изоляции (сопротивление изоляции и тангенс угла диэлектрических потерь, и ёмкость) отдельных зон обмоток силового трансформатора.

На рисунке1 представлен общий вид силового трансформатора большой мощности. Так как в процессе работы в трансформаторе большой мощности выделяется большое количество тепла, к баку пристраиваются радиаторы, у трансформаторов мощностью свыше 10000кВА радиаторы выполняются с устройствами дополнительного охлаждения (вентиляторами).

 

 

Рис. 1

 

2.       Объект испытания

Объектом испытания в силовых трансформаторах являются: активная часть трансформатора, жидкий диэлектрик (для маслонаполненных трансформаторов), изоляция вводов, целостность бака, состояние средств защиты и предохранительные устройства. Активная часть трансформатора представлена на рисунке.2.  Магнитопровод стержневого типа собирается из холоднокатаной электротехнической стали.

На магнитопроводе намотаны обмотки НН и ВН. Обмотка НН наматывается ближе к железу трансформатора. Отводы обмоток выполняются с усиленной бумажной изоляцией, если обмотка НН имеет напряжение 0,4кВ, то её отводы выполняются обычно алюминиевой шиной. Активная часть трансформатора помещена в бак. На крышке бака смонтированы привод переключателя ответвлений обмотки ВН, съёмные выводы НН и ВН, допускающие замену без подъёма активной части, расширитель с маслоуказателем и воздухоочистетелем. Бак трансформатора заполнен жидким диэлектриком (трансформаторным маслом).

 

Рис. 2

 

3.       Определяемые характеристики

Сопротивление изоляции

Rиз. является основным показателем состояния изоляции обмоток трансформатора и состояния жидкого диэлектрика.

Одновременно с измерением сопротивления изоляции обмоток трансформатора определяют коэффициент абсорбции.

Коэффициент абсорбции трансформаторов не нормируется, но для неувлажненной изоляции трансформаторов значение этого коэффициента должно быть не менее 1,3.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённое к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений. Для трансформаторов на напряжение до 35кВ включительно мощностью до 10МВА и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

 

 

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30 градусов должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

До 1кВ включительно - не менее 100 МОм

Более 1кВ до 6кВ включительно - не менее 300 МОм

Более 6кВ - не менее 500 МОм.

Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведенное к температуре измерений на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50% исходного значения.

Измерения в процессе эксплуатации производят при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа газов, растворённых в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе – изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН – корпус, ВН – НН).

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электрических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.

Хроматографический анализ газов, растворённых в масле.

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.

Хроматографический анализ должен осуществляться в следующие сроки:

Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд – через 6 месяцев после включения и далее не реже 1раза в 6 месяцев.

Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых трёх суток, через 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее – не реже 1 раза в 6 месяцев.

Трансформаторы напряжением 750 кВ – в течение 3 суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее – не реже 1 раза в 6 месяцев.

 

Оценка влажности твёрдой изоляции.

Производится у трансформаторов напряжением 110кВ и выше мощностью 60 МВА и более.

Допустимое значение влагосодержания твёрдой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт – не выше 4% по массе. Влагосодержание твёрдой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10г/т.

Влагосодержание твёрдой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твёрдой изоляции расчетным путём. Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз – через 10-12 лет после включения и в дальнейшем – 1 раз в 4-6 лет.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции обмоток.

Измерение производится у трансформаторов напряжением 110кВ и выше. Значение tg δ изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённых к температуре испытаний, при которых определялись исходные значений, с учётом влияния tg δ масла не должно отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tg δ изоляции при температуре изоляции 20 градусов и выше не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется. Измерение в процессе эксплуатации производится при неудовлетворительных результатах испытания масла и (или) хроматографического анализа газов, растворённых в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

Результаты измерений tg δ изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

Измерение tg δ трансформаторов мощностью до 1600 кВА не обязательно.

Измерение сопротивления изоляции и tg δ должно производиться при температуре обмоток не ниже:

10°С — у трансформаторов напряжением до 150 кВ;

20°С — у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

Оценка состояния бумажной изоляции обмоток.

Оценка по наличию фурановых соединений в масле.

Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше, хроматографическим методом.

Периодичность контроля наличия фурановых соединений составляет 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации – 1 раз в 4 года.

Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в методике по испытанию трансформаторного масла.

 

Оценка степени полимеризации.

Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше.

Ресурс бумажной изоляции считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытание изоляции обмоток вместе с вводами.

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

При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.

Значения испытательных напряжений приведены в таблице 1. ПУЭ п. 1.8.12, п.п. 3

Сухие трансформаторы испытываются по нормам таблицы 1. для облегчённой изоляции. Продолжительность испытания – 1 минута.

Испытание доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной части и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электрических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Испытание при вводе в эксплуатацию производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.

Значение испытательного напряжения – 1кВ. продолжительность – 1 минута.

Испытание изоляции цепей защитной и контрольно – измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе.

Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземлённых частей и конструкций) цепей с присоединёнными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединённых разъёмах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.

Значение испытательного напряжения – 1кВ. продолжительность испытания – 1 минута.

Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров –

750В. Продолжительность испытания – 1 минута.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний. Сопротивление обмоток трёхфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должно отличаться более чем на 2%.

Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в заводском паспорте, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведённой в паспорте трансформатора.

Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчёта не должны отличаться более чем на 5% от исходных значений.

Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора.

Перед измерением сопротивления обмоток трансформатора, снабжённых устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трёх полных циклов переключения.

Проверка коэффициента трансформации.

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

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

Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов – обозначениям на крышке трансформатора.

Измерение потерь холостого хода.

Измерение производится у трансформаторов мощностью 1000кВА и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000кВА производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трёхфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе – изготовителе.

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

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

Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворённых в масле газов.

Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

Измерение сопротивления короткого замыкания трансформатора.

Измерение производится у трансформаторов 125 МВА и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Zк при вводе трансформатора в эксплуатацию не должно превышать значения, определённого по значению КЗ (Uк ) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%.

Значения Zк при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трёхфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.

В процессе эксплуатации измерения Zк производятся после возведения на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчётного значения, а также в объёме комплексных испытаний.

Оценка состояния переключающих устройств.

Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения).

Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с требованиями документа, указанного в соответствии с требованиями РДИ 34-38-058-91 «Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ мощностью 80 МВА и более. Капитальный ремонт».

Испытание бака на плотность

Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.

Испытание производится:

У трансформаторов напряжением до 35кВ включительно – гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 метра, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 метра;

У трансформаторов с плёночной защитой масла – созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10кПа;

У остальных трансформаторов – созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях – не менее 3 часов.

Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150кВ включительно – не ниже 10оС, остальных – не ниже 20оС.

Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.

Проверка устройств охлаждения.

Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию и текущем ремонте трансформаторов производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект заводской технической документации на данный трансформатор, а при капитальном ремонте – в соответствии с требованиями документа, указанного выше (РДИ 34-38-058-91).

Проверка предохранительных устройств.

Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующего типа реле.

Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.

Проверка воздухоосушителя, установок азотной и плёночной защиты масла, термосифонного или адсорбирующего фильтра при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов по эксплуатации трансформатора.

Тепловизионный контроль состояния трансформаторов.

Тепловизионный контроль производится у трансформаторов напряжением 110кВ и выше.

Испытание трансформаторного масла.

Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла.

При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50кВ, а влагосодержание не выше:

У трансформаторов напряжением 110-330кВ – 0,0025%

У трансформаторов напряжением 500-750кВ – 0,002%

Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.

 

Испытание масла в процессе хранения трансформатора.

У трансформаторов напряжением до 35кВ включительно проба масла испытывается в соответствии с требованиями методики по испытанию трансформаторного масла не реже 1 раза в год.

У трансформаторов напряжением 110кВ и выше масло испытывается в соответствии с требованиями не реже 1 раза в 2 месяца.

Испытание масла перед вводом трансформатора в эксплуатацию.

У трансформаторов всех напряжений масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода – изготовителя.

Испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов.

У трансформаторов напряжением до 35кВ включительно масло испытывается по требованиям испытания трансформаторного масла в течение первого месяца эксплуатации – 3 раза в первой половине и 2 раза во второй половине месяца. В дальнейшем масло испытывается не реже 1 раза в 4 года с учётом требований.

У трансформаторов напряжение 110кВ и выше масло испытывается по требованиям  испытания трансформаторного масла, а у трансформаторов с плёночной защитой масла – дополнительно, в следующие сроки: трансформаторы 110 – 220кВ – через 10 дней и 1 месяц, трансформаторы 330-750кВ – через 10 дней , 1 и 3 месяца.

В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110кВ и выше испытывается не реже 1 раза в 2 года согласно требованиям испытания трансформаторного масла и не реже 1 раза в 4 года.

Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.

Включение трансформаторов производится на время не менее 30 минут. В течение этого времени осуществляется прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. В процессе испытаний не должно иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Испытание вводов и встроенных трансформаторов тока производится в соответствии с соответствующими методиками.

 

4.       Условия испытаний и измерений

Испытание силовых трансформаторов производят при температуре окружающей среды не ниже +10°С, с контролем температуры обмоток. При проведении испытаний следует помнить, что температура обмоток силового трансформаторов может быть выше температуры окружающей среды, поэтому контроль температуры обмоток осуществляют непосредственно внутри корпуса трансформатора или по температуре масла.

Влажность окружающего воздуха имеет значение при проведении высоковольтных испытаний обмоток, т.к. конденсат на изоляторах вводов может привести к пробою изоляции и, соответственно, к выходу из строя оборудования (как испытательного, так и испытуемого). Оценку увлажнения обмоток трансформатора проводят при измерении коэффициента абсорбции, при этом сам коэффициент абсорбции для занесения в протокол не фиксируется, или может быть внесён в протокол в качестве оценочного показателя.

Перед проведением высоковольтных испытаний изоляторы вводов следует протереть от пыли, грязи и влаги.

Атмосферное давление особого влияния на качество проводимых испытаний не оказывает, но фиксируется для занесения данных в протокол.

 

 

5.       Средства измерения

 

Измеритель параметров силовых трансформаторов К540-3;

Электролаборатория высоковольтная передвижная ЭТЛ-35К;

Прибор универсальный измерительный Р 4833;

Мегаомметр на напряжение 500-2500 В;

 

Все приборы должны быть поверены, а испытательные установки аттестованы в соответствующих государственных органах. Допускается применение аналогичных приборов, с классом точности не ниже указанного, в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

 

 

 

  

6.       Порядок проведения испытаний и измерений

Измерение сопротивления изоляции

Измерения проводятся по следующим схемам в следующей последовательности:

 

двухобмоточные трансформаторы:

НН-ВН + Бак

 ВН - НН + Бак

 ВН + НН-Бак

трехобмоточные трансформаторы:

НН - ВН + СН + Бак

 СН - ВН + НН + Бак

 ВН - СН + НН + Бак

 ВН + СН - НН + Бак

 ВН + СН + НН - Бак

автотрансформаторы:

НН - ВН, СН + Бак

ВН, СН - НН + Бак

ВН, СН + НН – Бак

 

шунтирующие реакторы:

ВН-Бак

 

заземляющие реакторы:

ВН-Бак,НН

 

Характеристики изоляции меряются не ранее чем через 12 часов после окончания заливки масла.

Перед началом измерений все обмотки заземляются не менее чем на 5 мин, а между отдельными измерениями - не менее чем на 2 мин. Показания мегомметра отсчитываются через 15 и 60 сек. после начала

Схема измерения сопротивления изоляции силовых трансформаторов представлена на рисунке 3.

Перед проведением измерения необходимо протереть от пыли и грязи ввода трансформатора, отсоединить (при необходимости) провода и шинные мосты от трансформатора (оставить трансформатор без дополнительных устройств) и провести заземление обмоток на оговоренное выше время.

Рис. 3

 

При измерении сопротивления изоляции, отсчёт показаний мегаомметра производят каждые 15 секунд, и результатом считается сопротивление, отсчитанное через 60 секунд после начала измерения, а отношение показаний R60/R15 считается коэффициентом абсорбции. Значение отношения R60 / R15 обмоток для трансформаторов до 10 мВА на напряжение до 35 кВ включительно при температуре 10 - 30° С должно быть не менее 1,3. Для трансформаторов мощностью более 10 мВА и напряжением выше 35 кВ отношение R60 / R15 сравнивается с заводскими данными. Значение R60 и отношения R60 / R15 относятся ко всем обмоткам трансформатора.

Испытуемую обмотку трансформатора закорачивают, а свободную обмотку закорачивают и дополнительно подключают к заземлению для избежания обратной трансформации испытательного напряжения от мегаомметра.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электрических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

 

Схема для проведения измерений данного вида в данной методике не приводится, на рисунке 4 представлена активная часть магнитопровода и стрелочками показаны предполагаемые участки измерений. Измерения проводят по принципу измерения сопротивления изоляции обмоток силовых трансформаторов, при этом показания мегаомметра снимают после установившихся значений, когда стрелка не производит колебаний, а установится у какого – либо значения. Мегаомметр, при этом, подключают линейным зажимом к объекту испытаний (например- к шпильке), а зажимом «земля» к активной стали трансформатора.

 

 

Испытание изоляции повышенным напряжением.

         Испытание проводится для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно вместе с вводами.

         Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и капремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно.

         При капремонте с полной сменой обмоток и изоляции трансформатор испытывается напряжением равном заводскому.

         При капремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.

         Испытания могут проводиться различными установками предназначенными для этих видов испытаний.

         Перед и после испытания трансформатора повышенным напряжением необходимо провести измерение сопротивления изоляции обмоток. Результаты измерений не должны отличаться.

         Изоляция обмоток вместе с вводами испытывается поочередно для каждой обмотки при закороченных и заземленных остальных обмотках.

         Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 минута.

         Испытательная установка должна отключаться при пробое или перекрытии изоляции мгновенно.

Схема испытаний главной изоляции повышенным напряжением.

        

Согласно нормам, испытательное напряжение должно соответствовать следующим значениям (табл.1.8.12 ПУЭ):          

 

Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)

Класс напряжения обмотки, кВ	Испытательноe напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ для изоляции
	нормальной	облегченной
От 0,05 до 1	4,5	2,7
3	16,2	9
6	22,5	15,4
10	31,5	21,6
15	40,5	33,5
20	49,5	-
35	76,5	-

 

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса;

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл.1.8.12 ПУЭ для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл.1.8.12, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

        

          Измерение сопротивления обмоток постоянному току. 

Для измерения сопротивления обмоток постоянному току применяют прибор Р4833, а так же аналогичные и превосходящие по характеристикам.  В аппаратах с нулевым выводом измеряются фазные сопротивления,  а при отсутствии нулевого вывода — сопротивления обмоток между линейными выводами.  Измерение сопротивления обмоток (оно находится в пределах от 0,005 до 99,99 Ом) производится по четырех зажимной схеме включения моста.

 Измерение сопротивлений от 10² до 10⁶ Ом

Нажать кнопки “Г”, “БМ” при использовании встроенного гальванометра и батареи моста. При использовании внешнего гальванометра и батареи моста подключить их к зажимам “Г” и “БМ”, и отжать кнопки “Г”, “БМ”. При использовании питания от сети включить шнур питания в сеть и нажать кнопку СЕТЬ.

Нажать кнопку “МО-2”.

Установить выбраный множитель N на переключателе плеч отношения “хN”.

Подключить измеряемое сопротивление к зажимам “П1", “П2”.

Установить стрелку гальванометра на нуль вращением ручек декадных переключателей вначале при нажатой кнопке “ ”, а затем при нажатой кнопке “ ”.

Определить величину измеряемого сопротивления Rх в омах по формуле:

Rх = N . Км,

где

N - отношение сопротивлений плеч отношения;

Rм - величина сопротивления плеча сравнения, Ом;

Rм = (Rср + R₀).

Измерение сопротивления от 10^-4 до 10² Ом.

Нажать кнопку “МО-4”.

Подключить измеряемое сопротивление к зажимам “Т1”, “П1”, “П2”, “Т2” ; при измерении сопротивлений образцовой катушки к зажимам “П1 ”, “П2” подключить выводы “ 11”, “12”.

Установить выбраный множитель N на переключателе плеч отношения “хN”.

Установить стрелку гальванометра на нуль вращением ручек декадных переключателей вначале при нажатой кнопке “  ”, а затем при нажатой кнопке “ ”.

Определить величину измеряемого сопротивления Rх в омах по формуле:

Rх = N . Км,

где

N - отношение сопротивлений плеч отношения;

Rм - величина сопротивления плеча сравнения, Ом;

Rм = (Rср + R₀).

 

Схема измерения сопротивлений от 10 ^-4 до 10²  Ом

Rх - измеряемое сопротивление;

1 - калиброванный провод сопротивлением 0,0012 - 0,0015 О; II прибор.

Аналогичные замеры провести при других сочетаниях и на других обмотках

Проверка работы переключающего устройства.

Заключение о правильности монтажа переключающих устройств этого типа делается по результатам измерений сопротивления постоянному току  регулируемой обмотки на всех положениях. 

Для проверки правильности сборки трехфазного переключающего устройства производим измерение сопротивления обмоток трансформатора между фазами.  При правильной сборке эти сопротивления должны быть одинаковыми

Проверка коэффициента трансформации.

Измерение коэффициента трансформации производится с целью проверки равенства отношений чисел витков обмоток на всех ступенях регулирования, т.е. :

а) определение правильности сборки переключателя напряжения;

б) определение возможных витковых замыканий в обмотках.

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

При измерении Ктр используется метод двух вольтметров, не ниже класса 0.5. По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Измерение необходимо производить в такое время, когда колебания напряжения в сети наименьшие.

Подводимое напряжение не должно превышать номинального и не должно быть слишком малым (не ниже 1% номинального). У трехобмоточных трансформаторов коэффициент трансформации определяется 2 раза между обмотками ВН-НН и СН-НН.

Схема измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов приведена на рисунке 5.

                                    

Рис. 5.

Схема измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов.

 

Схемы измерения коэффициентов трансформации трехфазных трансформаторов по однофазной схеме возбуждения с различными схемами соединения обмоток приведены на рисунке 6.

 

 

 

а).

 

     

б).

 

Рис.6.

Схемы измерения коэффициентов трансформации трехфазных трансформаторов по однофазной схеме возбуждения.

а) с соединением обмоток Yн / D;

б) с соединением обмоток Y / D соответственно с измерением на фазах B-A, C-B, A-C.

Схема измерения коэффициента трансформации трехфазных трансформаторов с трехфазной схемой возбуждения приведена на рисунке 7.

                 

                                                                      Рис.7.

Схема измерения коэффициента трансформации трехфазных трансформаторов с трехфазной схемой возбуждения.

Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении. При испытании трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обеих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда - треугольник коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз.

Коэффициент трансформации определяется по формуле:

К1ф = U_AB / 2U_ab,          К2ф = U_BC / 2U_bc,         К3ф = U_AC / 2U_ac , где

 

К1ф, К2ф, К3ф - фазные коэффициенты трансформации;

UAB, UBC, UAC, Uab, Ubc,Uac  - измеренные напряжения на обеих обмотках трансформатора.

Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по формуле:

Кл = Ö3 Кф.

При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда с нулевым выводом - треугольник напряжение подводится поочередно к каждой фазе, при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае фазный коэффициент трансформации:

К1ф = U_AO / 2U_ab ,          К2ф = U_BO / 2U_bc,         К3ф = U_AO / 2U_ac .

 

 

Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.

Производится гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается: для трубчатых и гладких баков 0.6 м; для баков волнистых, радиаторных или с охладителями 0.3 м.

Проверка системы охлаждения.

Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать инструкции завода - изготовителя.

Проверка состояния силикагеля.

Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует об увлажнении силикагеля.

Испытание трансформаторного масла.

     Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано согласно требованиям п. 13 гл. 1.8.16 и гл. 1.8.33 ПУЭ. Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна). Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110-220 кВ должна быть не ниже 35 кВ и в трансформаторах 350-500 кВ - не ниже 45 кВ. Масло из трансформатров 1 и 2 габаритов, прибывающих на монтаж заполненными маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, поведённого не более чем за 6 мес. до включение трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям п. 1, 2. таб.14

       При эксплуатации масло из тр-ров испытывается по пунктам 1-4, 6, 7 не реже 1 р. в 5 лет: после кап. ремонтов.; для тр-ов свыше 630 кВА с термосифонными фильтрами1 р. в 5 лет; 1р. в 2 года  без термосифонных фильтров; В тр-рах свыше 630 кВА проба отбирается при неудовлетворительных хар-ках изоляции. Из баков контакторов устройства РПН (отделённого от масла тр-ра), масло следует заменять: при U_проб ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ – с изоляцией 35 кВ, 35 кВ – с изоляцией 40 кВ, 110 кВ – с изоляцией 220 кВ; если обнаружена вода или механические примеси. Производится после определённого числа переключений, по инструкции данного переключателя, но не реже 1 р. в год.

                                                                                                                          

Таблица 14

	Наименование	Значение
1.	Пробивное напряжение для тр-ров, аппаратов и вводов на напряжение, кВ:     до 15     выше 15 до 35     выше 60 до 220	20 кВ 25 кВ 35 кВ
2.	Содержание механических примесей по визуальному определению	0
3.	Кислотное число	0,25 мг КОН
4.	Содержание водорастворимых кислот и щелочей:      более 630 кВА и маслонаполненных герметичных           вводов      для негерметичных вводов      до 630 кВА	0,014 мг КОН   0,03 мг КОН Не определяется
5.	Температура вспышки в закрытом тигле	Снижение температуры по сравнению с предыдущим анализом не долее 5 °С
6.	Тангенс угла диэлектрических потерь при 70 °С, не более	7%
7.	Влагосодержание	По заводским нормам

 

Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

В процессе 3-5 кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

 

7.       Обработка данных, полученных при испытаниях.

Первичные записи рабочей тетради должны содержать следующие данные:

¾              дату измерений;

¾              температуру, влажность и давление;

¾              температуру изоляции электродвигателя;

¾              наименование, тип, заводской номер;

¾              номинальные данные объекта испытаний;

¾              результаты испытаний;

¾              результаты внешнего осмотра;

¾              используемую схему.

Данные, полученные при измерении сопротивления изоляции обмоток и сопротивлении обмоток постоянному току, следует сравнивать с заводскими данными на данный трансформатор, с учётом температуры. Кроме того, данные по сопротивлению фаз не должны отличаться друг от друга не более чем на 2%.

Для перерасчёта полученных данных и приведение их к данным, полученным при другой температуре испытаний, используют формулы приведённые ниже. Такой перерасчёт необходим для результатов измерения тангенса угла диэлектрических потерь, так как нормирование величины тангенса в НТД ведётся при температуре 20 ^оС. Поэтому полученные при испытаниях величины необходимо привести к температуре 20 ^оС для проведения сравнения с нормами.

Для приведения используют следующую формулу:

Х = Х1(t2+235)/(t1+235)

    где:  Х - значение параметра (тангенса);

            Х1 – значение измеренного параметра (тангенса) при t2;

             t1 – температура в 20 ^оС;

             t2 – температура при испытании (^оС) при которой было проведено испытание.

Кроме того, перерасчёт необходимо производить с данными измерения сопротивления обмоток постоянному току.

Все данные испытаний сравниваются с требованиями ТД, и на основании сравнения выдаётся заключение о пригодности электродвигателя к эксплуатации.

Сопротивление обмоток постоянному току измеренное прибором Р333 вычисляется по формуле:

                                            Rх = nR

где:  n — множитель, устанавливаемый на декаде плеч отношений;

R — сопротивление сравнительного плеча;

         Rх — сопротивление обмотки .

Для сравнения с данными завода изготовителя полученное сопротивление необходимо привести к температуре заводских испытаний.  Приведение измеренного сопротивления к необходимой температуре для последующего сравнения производится по формулам:

 

    для меди    Rприв.зав = Rх (235+Тзав.исп) / (235+ Тх)

для алюминия    Rприв.зав = Rх(245+ Тзав.исп) / (245+ Тх)

  

где:  Rприв.зав -сопротивление, соответствующее температуре Тзав.исп; 

Rх -сопротивление, соответствующее температуре Тх  ; 

Тзав.исп -температура заводских испытаний; 

235 и 245 -постоянные коэффициенты.

Для определения температуры обмотки силового трансформатора  (измерение проводится на фазе В) используют следующую формулу:

Тх = (Rх-Rзав.исп )(235+Тзав.исп) / Rзав.исп + Тзав.исп

 

где:   Тзав.исп -температура заводских испытаний; 

Rзав.исп  - сопротивление, измеренное на заводе при температуре Тзав.исп.

Сопротивление изоляции сильно зависит от температуры. 

Для приведения сопротивления изоляции полученного при измерениях к заводским данным используем следующую формулу:

 

Rт2 = КRт1

 

где:  Rт1, Rт2 -сопротивление изоляции постоянному току при температурах Т1 и Т2;

К -коэффициент, зависящий от типа изоляции (для изоляции класса А=40, для изоляции класса В=60).

Сопротивление изоляции класса А при понижении температуры на каждые 10С⁰

увеличивается в 1,5 раза и наоборот. 

 

8.                 Меры безопасности при проведении испытаний и охрана окружающей среды.

Подготовить необходимый инструмент и приборы.

При выполнении работ действовать в соответствии с программами (методиками) по испытанию электрооборудования типовыми или на конкретное присоединение. При проведении высоковольтных испытаний на стационарной установке действовать в соответствии с инструкцией.

По окончании работ:

При окончании работ на электрооборудовании убрать рабочее место, восстановив нарушенные в процессе работы коммутационные соединения (если таковое имело место).

Сдать наряд (сообщить об окончании работ руководителю или оперативному персоналу).

Сделать запись в кабельный журнал о проведённых испытаниях (при испытании кабеля), либо сделать запись в черновик для последующей работы с полученными данными.

Проводить измерения с помощью мегаомметра разрешается выполнять обученным работникам из числа электротехнической лаборатории. В электроустановках напряжением выше 1000В измерения проводятся по наряду, в электроустановках напряжением до 1000В – по распоряжению.

В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят в содержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется.

Измерять сопротивление изоляции мегаомметром может работник, имеющий группу III.

Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путём предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра.

При измерении мегаомметром сопротивления изоляции токоведущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощью изолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000В, кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками.

При работе с мегаомметром прикасаться к токоведущим частям, к которым он присоединён, не разрешается. После окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путём их кратковременного заземления.

Проведение работ с подачей повышенного напряжения от постороннего источника при испытании.

К проведению испытаний электрооборудования допускается персонал, прошедший специальную подготовку и проверку знаний и требований, содержащихся Правилах по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТЭЭ)., комиссией, в состав которой включаются специалисты по испытаниям электрооборудования с соответствующей группой.

Испытания электрооборудования, в том числе и вне электроустановок, проводимые с использованием передвижной испытательной установки, должны выполняться по наряду.

Проведение испытаний в процессе работ по монтажу или ремонту оборудования должно оговариваться в строке «Поручается» наряда.

Испытания электрооборудования проводит бригада, в составе которой производитель работ должен иметь группу IV, член бригады – группу III, а член бригады, которому поручается охрана, - группу II.

Массовые испытания материалов и изделий (средства защиты, различные изоляционные детали, масло и т.п.) с использованием стационарных испытательных установок, у которых токоведущие части закрыты сплошным или сетчатым ограждениями, а двери снабжены блокировкой, допускается выполнять работнику, имеющему группу III, единолично в порядке текущей эксплуатации с использованием типовых методик испытаний.

Рабочее место оператора испытательной установки должно быть отделено от той части установки, которая имеет напряжение выше 1000В. Дверь, ведущая в часть установки, имеющую напряжение выше 1000В, должна быть снабжена блокировкой, обеспечивающей снятие напряжения с испытательной схемы в случае открытия двери и невозможность подачи напряжения при открытых дверях. На рабочем месте оператора должна быть предусмотрена раздельная световая, извещающая о включении напряжения до и выше 1000В, и звуковая сигнализация, извещающая о подаче испытательного напряжения. При подаче испытательного напряжения оператор должен стоять на изолирующем ковре.

Передвижные испытательные установки должны быть оснащены наружной световой и звуковой сигнализацией, автоматически включающейся при наличии напряжения на выводе испытательной установки.

Допуск по нарядам, выданным на проведение испытаний и подготовительных работ к ним, должен быть выполнен только после удаления с рабочих мест других бригад, работающих на подлежащем испытанию оборудовании, и сдачи ими нарядов допускающему. В электроустановках, не имеющих местного дежурного персонала, производителю работ разрешается после удаления бригады оставить наряд у себя, оформив перерыв в работе.

При необходимости следует выставлять охрану, состоящую из членов бригады, имеющих группу III, для предотвращения приближения посторонних людей к испытательной установке, соединительным проводам и испытательному оборудованию. Члены бригады, несущие охрану, должны находиться вне ограждения и считать испытываемое оборудование находящимся под напряжением. Покинуть пост эти работники могут только с разрешения производителя работ.

При размещении испытательной установки и испытуемого оборудования в различных помещениях или на разных участках РУ разрешается нахождение членов бригады, имеющих группу III, ведущих наблюдение за состоянием изоляции, отдельно от производителя работ. Эти члены бригады должны находится вне ограждений и получить перед началом испытаний необходимый инструктаж от производителя работ.

Снимать заземление, установленное при подготовке рабочего места и препятствующие проведению испытаний, а затем устанавливать их вновь разрешается только по указанию производителя работ, руководящего испытаниями, после заземления вывода высокого напряжения испытательной установки.

Разрешение на временное снятие заземлений должно быть указано в стоке «Отдельные указания» наряда.

При сборке испытательной схемы, прежде всего, должно быть выполнено защитное и рабочее заземление испытательной установки. Корпус передвижной испытательной установки должен быть заземлён отдельным заземляющим проводником из гибкого медного провода сечением не менее 10 мм2. Перед испытанием следует проверить надёжность заземления корпуса.

Перед присоединением испытательной установки к сети напряжением 380/220В вывод высокого напряжения её должен быть заземлён.

Сечение медного провода, применяемого в испытательных схемах заземления, должно быть не менее 4 мм2.

Присоединение испытательной установки к сети напряжением 380/220В должно выполняться через коммутационный аппарат с видимым разрывом или через штепсельную вилку, расположенную на месте управления установкой.

Коммутационный аппарат должен быть оборудован устройством, препятствующим самопроизвольному включению, или между подвижным и неподвижным контактами аппарата должна быть установлена изолирующая накладка.

Провод или кабель, используемый для питания испытательной установки от сети напряжением 380/220В, должен быть защищен установленными в этой сети предохранителями или автоматическими выключателями. Подключать к сети передвижную испытательную установку должны представители организации, эксплуатирующие эти сети.

Соединительный провод между испытательной установкой и испытуемым оборудованием сначала должен быть присоединён к её заземлённому выводу высокого напряжения.

Этот провод следует закреплять так, чтобы избежать приближения (подхлёстывания) к находящимся под напряжением токоведущим частям.

Присоединять соединительный провод к фазе, полюсу испытуемого оборудования или к жиле кабеля и отсоединять его разрешается по указанию руководителя испытаний и только после их заземления, которое должно быть выполнено включением заземляющих ножей или установкой переносных заземлений.

Перед каждой подачей испытательного напряжения производитель работ должен:

¾              проверить правильность сборки схемы и надёжность рабочих и защитных заземлений;

¾              проверить, все ли члены бригады и работники, назначенные для охраны, находятся на указанных им местах, удалены ли посторонние люди и можно ли подавать испытательное напряжение на оборудование;

¾              предупредить бригаду о подаче напряжения словами «Подаю напряжение» и, убедившись, что предупреждение услышано всеми членами бригады, снять заземление с вывода испытательной установки и подать на нее напряжение 380/220В.

С момента снятия заземления с вывода установки вся испытательная установка, включая испытываемое оборудование и соединительные провода, должна считаться находящейся под напряжением и проводить какие – либо переподключения в испытательной схеме и на испытываемом оборудовании не допускается.

Не допускается с момента подачи напряжения на вывод установки находиться на испытываемом оборудовании, а также прикасаться к корпусу испытательной установки, стоя на земле, входить и выходить из передвижной лаборатории, прикасаться к кузову передвижной лаборатории.

После окончания испытаний производитель работ должен снизить напряжение испытательной установки до нуля, отключить её от сети напряжением 380/220В, заземлить вывод установки и сообщить об этом бригаде словами «Напряжение снято». Только после этого допускается пересоединять провода или в случае полного окончания испытания отсоединять их от испытательной установки и снимать ограждения.

 

9.                 Контроль погрешности измерения

Контроль точности результатов измерений обеспечивается ежегодной поверкой приборов в органах Госстандарта РФ.

 

10.    Оформление результатов измерений

По результатам измерений  оформляется протокол.

 

 Электролаборатория Краснодар. Электролаборатория Краснодарский край