Техника высоких напряжений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Задача № 1

Рассчитать шаровой измерительный разрядник, минимальные расстояния до конструктивных элементов, минимально допустимую емкость объекта и максимальную величину защитного сопротивления при максимальном измеряемом напряжении Umax. Описать назначение шаровых разрядников. Номер вариант 8.

Дано:

Umax 600Кв;

Род тока 50Гц;

Способ заземления шары изолированы;

Тип промежутка горизонтальное расположение шаров.

Решение:

Шаровой разрядник широко применяется в научно-исследовательских и промышленных лабораториях высокого напряжения для измерения:

1) постоянного напряжения;

2) амплитуды переменного напряжения частотой не более 400 Гц;

3) максимального значения полного стандартного грозового импульса;

4) максимального значения полного стандартного коммутационного импульса.

Так же шаровые разрядники применяется в качестве искрового промежутка для защиты электрических аппаратов при перенапряжениях, для переключения элементов генераторов импульсного напряжения, для подсоединения нагрузки к мощным импульсным источникам тока, а также для соединения элементов электрических схем испытательной аппаратуры высокого напряжения.

Шаровой измерительный разрядник весьма широко используется для измерения высокого напряжения благодаря простоте устройства и приемлемой для практики точности, которую можно получить при правильной методике измерения с соблюдением требований, определенных ГОСТ 17512-82 "Электрооборудование и электроустановки на напряжение 3 кВ и выше. Методы измерения при испытаниях высоким напряжением". Измерение высокого напряжения шаровыми разрядниками основано на использовании зависимости величины пробивного напряжения воздушного промежутка между электродами от расстояния между ними.

При решении задачи считаем, что атмосферные условия нормальные, соответствующие указанным в п. 5.4.1. ГОСТ 17512-82.

Для заданного значения максимального измеряемогонапряженияпо таблице 1 приложения 6 ГОСТ 17512-82 выбираем шар, диаметром D равным 75 см. Расстояние между шарами при максимальном измеряемом напряжении 600 кВ будет меньше 0,5 D и погрешность измерения будет в пределах 3%. При выбранном диаметре шаров, наименьшие и наибольшие допустимые расстояния до конструктивных элементов составят:

D, см	А наименьшее, см	А наибольшее, см	R наименьшее, см
75	300	450	208*

где:

А - высота точки Р над заземленной плоскостью, где Р это геометрическая точка на шаре высокого напряжения в месте пересечения его поверхности с осью симметрии шаров.

R - радиус сферы, внутри которой не должны находиться посторонние предмет радиус сферы определен для напряжения 600 кВ и расстояния между шарами 26 см (ГОСТ 17512-82).

При измерении напряжения должны быть приняты меры предосторожности для того, чтобы свести к минимуму оплавления поверхности шаров и устранить появление в измерительной цепи высокочастотных колебаний, вызываемых незавершенными разрядами.

В качестве одной из мер последовательно с шаровым измерительным разрядником должен быть включен малоиндуктивный защитный резистор, сопротивлением 900 кОм для максимального напряжения 600 кВ (1,5 Ом на 1 В измеряемого напряжения по ГОСТ 17512-82).

При испытании электрооборудования, кроме газонаполненного, суммарная емкость испытуемого объекта и дополнительной емкости (измерительного шарового разрядника) должна быть не менее 1000 пФ (ГОСТ 1516.2-97).

Емкость шарового разрядника с достаточной точностью определяется по формуле:

,

где S - расстояние между электродами, см, f - коэффициент, зависящий от отношения расстояния между электродами к радиусу шаров (определяется по зависимости, приведенной на рисунке 2, для изолированных шаров f1). Значение емкости определяется для максимального значения измеряемого напряжения 600 кВ (литература - А. Шваб «Измерения на высоком напряжении» 1983г.)

Рис. 1 Коэффициент f для расчета емкости шарового разрядника в зависимости от отношения расстояния между шарами к радиусу шаров (а); начальный участок кривых (б)

Отношение S/R для максимального значения измеряемого напряжения равно 0,69.

Значение f=1.246.

Емкость шарового разрядника C равна:

Исходя из этого, определяем минимально допустимую емкость объекта:.

Задача №2

Для двухслойного проходного изолятора длиной S с радиусом токоведущего стержня r, толщиной диэлектриков d1 и d2 определить напряжение скользящего разряда и разрядное напряжение. Относительная диэлектрическая проницаемость слоев твердого диэлектрика 1 и 2 и полярность напряжения на токоведущем стрежне приведены в таблице.

Примечание. Ознакомьтесь в [1] гл.9; [2] гл.15; [3] гл.14; [4] гл.11.

Номер варианта 8.

Дано:

S=70см;

r=3,6см;

d1=6,5см;

d2=6,0см;

1=3,8;

2=2,5;

Полярность -

Решение:

Определим удельные поверхностные емкости первого и второго слоя изоляции:

где - радиус второго слоя изоляции, - радиус все толщины изоляции:

Зная емкость наружного слоя, определим напряжение, при котором возникают скользящие разряды:

Путем подстановки в формулу Теплера вместо значения длины скользящего разряда, расстояния по поверхности между токоведущим стержнем и фланцем, равном половине длины изолятора , определим амплитудное значение напряжения скользящего разряда (ввиду постоянства частоты напряжениязначение du/dt считаем постоянным):

где k - это коэффициент, определенны опытным путем. Для импульсов напряжения отрицательной полярности

Задача №3

Определить толщину слоев четырехслойного одножильного кабеля и напряженность электрического поля на границах раздела диэлектриков при условии, что максимальная напряженность в последующем слое составила не более 90 % от предыдущей. Радиус жилы кабеля r, радиус кабеля R, относительные диэлектрические проницаемости диэлектриков 1, 2, 3, 4 приведены в таблице.

Примечание. Ознакомьтесь в [1] гл.18; [2] гл.15; [4] гл.14.

Номер варианта 8.

Дано:

Uн=150кВ;

r1=3,0мм;

R=45мм;

1=3,4;

2=3,2;

3=4,0;

4=6,2

Решение:

Значение напряженности поля при многослойной изоляции кабеля соответствует напряженности поля у поверхности жилы и определяется по формуле:



Значение напряженности поля на границе первого и второго слоёв изоляции (максимальная напряженность второго слоя):

Значение напряженности поля на границе второго и третьего слоёв изоляции (максимальная напряженность третьего слоя):

Значение напряженности поля на границе третьего и четвертого слоёв изоляции (максимальная напряженность четвертого слоя):

Где - фазное напряжение, равное

- минимальные радиусы второго, третьего и четвертого слоев изоляции.

Для того, чтобы максимальная напряженность в последующем слое составила не более 90 % от предыдущей, необходимо чтобы составила не более 90% от .

Выберем следующие минимальные радиусы из множества возможных решений:

И рассчитаем значения напряженностей на границах слоев изоляции по вышеприведенным формулам:

Условие задачи соблюдается, максимальная напряженность в последующем слое составляет не более 90 % от предыдущей.

Толщина слоев изоляции при указанных выше радиусах составляет:

Задача № 4

Вычислить среднюю мощность частичных разрядов и кажущийся заряд, нейтрализуемый в воздушном включении в твердой изоляции, включенной последовательно с включением Св. Значения отношения напряжения гашения к пробивному напряжению включения , толщина воздушного включения dв, емкость воздушного включения Св, емкость твердого диэлектрика Сд и напряжение, подведенное к диэлектрику Uн ,приведены в таблице.

Описать физику процесса пробоя во включении. Объяснить влияние величины напряжения гашения Uг на величину пробивного напряжения Uпр при изменении полярности приложенного напряжения.

Примечание. Ознакомьтесь в [1] гл.23; [2] гл. 7, 8; [3] гл.7; [4] гл.3, 10, 16.

Номер варианта 8.

Дано:

Uн=150кВ;

F=80 Гц;

Св=35пФ;

Сд=100пФ;

dв=1,4мм;

=0,87

Решение:

Газовые включения могут появится в изоляции в процессе изготовления вследствие усадки заливочных масс и компаундов, из-за неплотного прилегания электродов к неровной поверхности диэлектрика или при несовершенной пропитке многослойной изоляции. Они могут возникать так же в процессе эксплуатации.

Физическую природу возникновения частичных разрядов иллюстрирует рисунок 3.

Возникновение частичного разряда произойдет тогда, когда напряжении на газовом включении достигнет пробивного значения. До пробивного значения напряжение меняется по закону: При пробое включения ионы, образующиеся в процессе разряда, заряжают поверхность включения и создают поле, обратное по направлению основному полю. Напряжение на включении падает не до нуля, а до напряжения гашения , при котором разряд гаснет. Таким образом возникает первый ЧР.

Рисунок 3 Изменения напряжения на газовом включении при ЧР (переменное напряжение)

После погасания первого ЧР напряжение на вновь начнет нарастать, но уже в соответствии с выражением , где . После достижения пробивного значения напряжения произойдет второй ЧР. Далее ЧР будут происходить так, как показано на рисунке 3. Напряжение гашения при переменном напряжении не влияет на значение пробивного напряжения, в случае если включение симметрично, при изменении полярности приложенного напряжения.

Средняя мощность частичных разрядов определяется по следующей формуле:

где Uпр - пробивное напряжение газового включения (воздуха), определяемое по формуле Пашена:

Считаем, что давление и температура включения соответствует «нормальным» условиями (101,3 кВ и 293 К), тогда пробивное напряжение равно:

для воздуха , Г

величина заряда, нейтрализуемого на емкости определяем по формуле

Количество ЧР определяем по формуле:

где это емкость изоляции, подключенной последовательно с а амплитудное значение напряжения, приложенного к включению определяется по формуле

Тогда значение равно

Кажущийся заряд, нейтрализуемый в воздушном включении в твердой изоляции, включенной последовательно с включением Св определяется по формуле:

Задача № 5

Подберите комплект испытательного оборудования и измерительной аппаратуры, предназначенной для проведения эксплуатационных испытаний электрооборудования, согласно вашего варианта (см. таблицу).

Приведите обоснование видов, методов испытаний, комплекта испытательного оборудования и измерительной аппаратуры, исходя из характеристики состояния изоляции испытуемого оборудования (т.е. ослабленных мест изоляции данного оборудования) и дефектов, возникающих в изоляции. Необходимо описать каждый из методов, выбрав соответствующее испытательное оборудование и измерительную аппаратуру. Приведите периодичность и нормы эксплуатационных испытаний, условия проведения испытаний, оценку их результатов по показателям и условиям их определения, исходя из контроля состояния изоляции (перед вводом в эксплуатацию и после капитального ремонта).

Примечание. Ознакомьтесь в [1] раздел 4; [2] гл.16; [3] гл.8; [4] гл.16

Номер варианта	Наименование оборудования или аппаратов
8	Силовые трансформаторы, автотрансформаторы

Решение:

Перед испытаниями проводится внешний осмотр, оценка герметичности и наличие пломб на кранах и устройстве для отбора пробы масла после прибытия и хранения трансформатора, измерение уровня масла, в трансформаторах при обнаружении следов утечки масла.

Для оценки состояния изоляции трансформатора в процессе монтажа перед пуском, после ремонта и в процессе эксплуатации проводятся следующие испытания:

* измерение сопротивления изоляции обмоток через 60 с после приложения постоянного напряжения (R60'');

* определение отношения значений сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15с после приложения к ним постоянного напряжения (определение коэффициента абсорбции Kабс=R60''/R15'');

* измерение угла диэлектрических потерь tgд изоляции обмоток при приложении к ним переменного напряжения;

* измерение изоляционных характеристик масла: пробивного напряжения, угладиэлектрических потерь и влагосодержания масла;

* определение влагосодержания установленных внутри бака трансформатора образцов твердой изоляции;

* определение отношения емкостей изоляции обмоток, измеренных при приложении напряжений частоты 2 и 50 Гц (С2/С50);

* измерение прироста абсорбционной емкости (ДС/С).

Объемы и нормы испытаний силовых трансформаторов и автотрансформаторов определены РД 34.45-51.300-97.

Далее приняты следующие условные обозначения категорий контроля (периодичности) в начале каждого из видов контроля:

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

К - при капитальном ремонте на энергопредприятии;

С - при среднем ремонте;

Т - при текущем ремонте электрооборудования;

М - между ремонтами.

Примененные далее в тексте ссылки относятся к РД 34.45-51.300-97.

П. Определение условий включения трансформаторов.

При вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение) производится контроль условий включения в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

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

Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.

Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями "Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: СО 153-34.0-46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00)" на основании результатов измерений, выполненных согласно "Методическим указаниям по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: СО 34.46.303-98 (РД 34.46.303-98)".

Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:

- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;

- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220 - 500 кВ - в течение первых 3 сут., через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;

- трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых 3 сут., через 2 недели, 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

3. П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ x А и более.

Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2% по массе. Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.

Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем по результатам измерений тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведенных на трансформаторе, прогретом до 60 °C.

Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10 - 12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4 - 6 лет.

П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ x А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Температура обмотки, °C	10	20	30	40	50	60	70
R60", МОм	450	300	200	130	90	60	40

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

до 1 кВ включительно - не менее 100 МОм;

более 1 до 6 кВ включительно - не менее 300 МОм;

более 6 кВ - менее 500 МОм.

Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла, и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме 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) с подсоединением вывода "экран" мегомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.

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

Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20 °C - у трансформаторов напряжением 220 - 750 кВ.

П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток

Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

Значения tg дельта изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, с учетом влияния tg дельта масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tg дельта изоляции при температуре изоляции 20 °C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными, и их сравнение с исходными данными не требуется.

Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tg дельта изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.

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

Измерение tg дельта обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20 °C - у трансформаторов напряжением 220 - 750 кВ;

60 °C - для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.

Тангенс угла диэлектрических потерь tgд обмоток измеряют мостом переменного тока P5026 по перевернутой схеме (см. рис. 12, где Тр - испытательный трансформатор; СN - образцовый конденсатор; Сх - испытываемый объект; G - гальванометр; R3- переменный резистор; R4 - постоянный резистор; С4 - магазин емкостей).

Рисунок 4. Перевернутая (обратная) схема включения моста переменного тока.

П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами

Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно. При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.

2. Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс. В случаях, если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.

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

Таблица 2. Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов

Класс напряжения	Испытательное напряжение, кВ
трансформатора, кВ	На заводе-изготовителе	При вводе в эксплуатацию	В эксплуатации
3	10	9,0	8,5
6	20	18,0	17,0
10	28	25,2	23,8
15	38	34,2	32,3
20	50	45,0	42,5

Сухие трансформаторы испытываются по нормам таблицы 1 для облегченной изоляции.

Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла

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

у трансформаторов напряжением 110 - 330 кВ - 0,0025%;

у трансформаторов напряжением 500 - 750 кВ - 0,0020%.

Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.

П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов.

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно проба масла испытывается не реже 1 раза в год.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается в соответствии не реже 1 раза в 2 мес

П, К. Испытание масла перед вводом трансформаторов в эксплуатацию

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается согласно требованиям п. п. 1 - 7 табл. 25.2. РД 34.45-51.300-97 По решению технического руководителя предприятия испытания масла по п. п. 3,6 и 7 табл. 25.2 РД 34.45-51.300-97могут не производиться.

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

М. Испытание масла в процессе эксплуатации трансформаторов.

Масло из трансформаторов мощностью до 630 кВ x А включительно, установленных в электрических сетях, допускается не испытывать.

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно масло испытывается в течение первого месяца эксплуатации - 3 раза в первой половине и 2 раза во второй половине месяца. В дальнейшем масло испытывается по требованиям п. п. 1 - 3 табл. 25.4 РД 34.45-51.300-97 не реже 1 раза в 4 года с учетом требований разд. 25.3.1 и 25.3.2. РД 34.45-51.300-97.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается в следующие сроки после ввода в эксплуатацию:

трансформаторы 110 - 220 кВ - через 10 дней и 1 мес.;

трансформаторы 330 - 750 кВ - через 10 дней, 1 и 3 мес.

В дальнейшем масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытывается не реже 1 раза в 2 года согласно требованиям п. п. 1 - 3 табл. 25.4 и не реже 1 раза в 4 года по требованиям п. п. 1 - 9 табл. 25.4 (у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 табл. 25.4) с учетом требований разд. 25.3.1 и 25.3.2.РД 34.45-51.300-97.

Испытание масла по требованиям табл. 25.4 (п. 3) РД 34.45-51.300-97 может не производиться, если с рекомендуемой периодичностью проводятся испытания по п. 6.2РД 34.45-51.300-97.

Измерение отношения емкостей изоляции обмоток, соответствующих частотам приложенного напряжения 2 и 50 Гц (С2/С50 )

Отношение С2/С50 измеряются приборами ЕВ-3 или ПКВ-8. Перед измерением все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин. Измерение емкости трансформаторов производится главным образом для определения влажности обмоток. Оно основано на том, что емкость неувлажненной изоляции при изменении частоты изменяется меньше (или совсем не изменяется), чем емкость увлажненной изоляции. Емкость изоляции принято измерять при двух частотах: 2 и 50 Гц. При измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая емкость, одинаковая у сухой и у влажной изоляции.

При измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц успевает проявиться абсорбционная емкость влажной изоляции, в то время как у сухой изоляции она меньше и заряжается медленно. Температура при измерениях должна быть не ниже +10°С. Отношение С2/С50 для увлажненной изоляции составляет около 2, а для неувлажненной - около 1.

Измерение отношения ДС/С.

Определение влажности изоляции силовых трансформаторов осуществляется также по приросту емкости за 1 с. При этом методе производится заряд емкости изоляции, а затем разряды: быстрый (закорачиванием сразу после окончания заряда) и медленный (закорачиванием через 1 с после окончания заряда). В первом случае определяется емкость С, во втором случае - прирост емкости за счет абсорбционной емкости, которая успевает проявиться за 1 с у влажного трансформатора, но не успевает проявиться у сухого.

Обычно эти измерения производят в начале ревизии трансформатора, после подъема выемкой части и в конце ревизии, до погружения керна трансформатора в масло, а также в процессе сушки.

Измерение коэффициента абсорбции.

Определение влажности по коэффициенту абсорбции выглядит следующим образом. Коэффициент абсорбции (R60 /R15) для неувлажненной обмотки при температуре 10 - 30 °С лежит в пределах 1,3 - 2,0; для увлажненной - близок к единице. Это различие объясняется разной длительностью заряда абсорбционной емкости у сухой и влажной изоляции.

При измерении сопротивления изоляции отсчет показаний мегомметра производится через 60 с после начала измерений и через 15 секунд.

Рисунок 5. Схема подключения мегомметра

где 1 - мегомметр; 2 - вводы ВН; 3 - вводы НН; 4 - бак трансформатора

Задача № 7

шаровой разрядник кабель напряженность

Приведите обоснование слабых мест оборудования согласно вашему варианту (см. таблицу). Опишите назначение, дайте расшифровку условных обозначений и покажите на рисунке конструктивные элементы с обозначением типа изоляции. Опишите мероприятия, с помощью которых можно осуществить регулирование полей данной конструкции.

Номер варианта	Высоковольтное оборудование
	Нечетная строка
8	Ввод ГМТА - 45 - 110/630 У1

Ввод ГМТА - 45 - 110/630 У1 - это герметичный ввод с бумажно-масляной внутренней изоляцией для трансформаторов (автотрансформаторов) с нормальным исполнением внешней изоляции (по ГОСТ 9920-75) с предельным углом установки к вертикали 45 градусов на номинальное напряжение 110 кВ и номинальный ток 630 А. Вид климатического исполнения У1.

Ввод ГМТА имеет измерительный ввод для измерения тангенса угла диэлектрических потерь и емкости.

Основным назначением данного ввода является ввод токоведущих частей внутрь металлических корпусов трансформаторов напряжением 110 кВ.

Одной из основных конструктивных частей ввода является внутренняя бумажно-масляная изоляция, которая представляет собой размещенный в масле изоляционный остов, который формируется намоткой на намоточную трубу электроизоляционной бумаги с разделением на слои проводящими обкладками.

Внешняя фарфоровая изоляция состоит из нижней и верхней покрышек. Вместе с соединительным корпусом они образуют герметичную, заполненную маслом полость, в которой размещается изоляционный остов.

Слабым местом данного ввода является возможность возникновения пожара и загрязнения окружающей среду в связи с разрушением конструкции, утечкой и возгоранием масла.

Бумажно-масляные вводы требуют очень хорошей герметичности конструкции, обеспечивающей разделение масла изолятора с маслом трансформатора и исключающей возможность проникновения влаги внутрь фарфоровой покрышки, так как попадание самых небольших количеств влаги внутрь изоляции резко снижает ее электроизоляционные свойства. Поэтому изготовление бумажно-масляных вводов является сложным технологическим процессом и требует большой тщательности.

Регулирование полей данной конструкции осуществляется за счет проводящих обкладок (электродов), расположенных в изоляционном остове. Применение данных обкладок при приложение переменного напряжения при водит к принудительному распределению поля как по толщине так и по поверхности изоляции, что значительно сокращает размеры вводов, в особенности их диаметров.

Размещено на Allbest.ru

...