Размещено на http://allbest.ru

ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ

БПОУ ВО «Кадуйский Энергетический Колледж»

КУРСОВАЯ РАБОТА

Тема: Силовые трансформаторы

Специальность: «Электрические станции, сети и системы»

Выполнил студент

Веркин И.В.

Проверил преподаватель:

Захаренко А.В.

Кадуй, 2016 г.



Введение

Измерительный трансформамтор томка -- трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения.

Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно в цепь с измеряемым переменным током, а во вторичную включаются измерительные приборы. Ток, протекающий по вторичной обмотке трансформатора тока, пропорционален току, протекающему в его первичной обмотке.

Трансформаторы тока широко используются для измерения электрического тока и в устройствах релейной защиты электроэнергетических систем, в связи с чем на них накладываются высокие требования по точности.

Трансформаторы тока обеспечивают безопасность измерений, изолируя измерительные цепи от первичной цепи с высоким напряжением, часто составляющим сотни киловольт.

К трансформаторам тока предъявляются высокие требования по точности. Как правило, трансформатор тока выполняют с двумя и более группами вторичных обмоток: одна используется для подключения устройств защиты, другая, более точная -- для подключения средств учёта и измерения (например, электрических счётчиков).

Классификация трансформаторов тока

Трансформаторы тока классифицируются по различным признакам:

1. По назначению:

· измерительные;

· защитные;

· промежуточные (для включения измерительных приборов в токовые цепи релейной защиты, для выравнивания токов в схемах дифференциальных защит и т. д.);

· лабораторные (высокой точности, а также со многими коэффициентами трансформации).

2. По роду установки:

· для наружной установки (в открытых распределительных устройствах);

· для внутренней установки;

· встроенные в электрические аппараты и машины: выключатели, трансформаторы, генераторы и т. д.;

· накладные -- надевающиеся сверху на проходной изолятор (например, на высоковольтный ввод силового трансформатора);

· переносные (для контрольных измерений и лабораторных испытаний).

3. По конструкции первичной обмотки:

· многовитковые (катушечные, с петлевой обмоткой и с т. н. «восьмёрочной обмоткой»);

· одновитковые (стержневые);

· шинные.

4. По способу установки:

· проходные;

· опорные.

5. По выполнению изоляции:

· с сухой изоляцией (фарфор, бакелит, литая эпоксидная изоляция и т. д.);

· с бумажно-масляной изоляцией и с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией;

· газонаполненные (элегаз);

· с заливкой компаундом.

6. По числу ступеней трансформации:

· одноступенчатые;

· двухступенчатые (каскадные).

7. По рабочему напряжению:

· на номинальное напряжение свыше 1000 В;

· на номинальное напряжение до 1000 В.

8. Специальные трансформаторы тока:

· нулевой последовательности;

· пояс Роговского.



1. Теоретическая часть

1.1 ТМ(Г)(Ф)-160/10-01 Трансформатор силовой трехфазный масляный мощностью 160 кВА

Трансформаторы масляные серий ТМ(Г)(Ф)-160/10-01 предназначены для работы в электросетях напряжением 6 или 10кВ в открытых электроустановках в условиях умеренного и служат для понижения высокого напряжения питающей электросети до установленного уровня потребления. Трансформатор помещен в бак с маслом для охлаждения и предотвращения разрушение обмоток трансформатора от внешней среды.

Основные эксплутационные характеристики:

Гарантированный срок эксплуатации трансформатора ТМ-160 - 3 года со дня ввода трансформатора в эксплуатацию.

Установленная наработка на отказ - не менее 160000 ч.

Полный срок службы ТМ-160 - не менее 30 лет.

Частота питающей сети - 50Гц.

Напряжение на стороне ВН - 6; 6,3; 10; 10,5; 27,5; 35 кВ.

Напряжение на стороне НН - 0,4; 0,23 и 0,69 кВ.

Состав и устройство трансформатора: Трансформатор ТМ-160 состоит из: бака с радиаторами, крышки бака, расширительного бачка и активной части.

Бак снабжен пробкой для взятия пробы масла и пластиной для заземления трансформатора. Все уплотнения трансформатора выполнены из маслостойкой резины.

Бак трансформатора состоит из:

· стенок, выполненных из стального листа толщиной от 2,5 мм до 4 мм. (в зависимости от мощности трансформатора);

· верхней рамы;

· радиаторов;

· петель для подъема трансформатора

· дна с опорными лапами (швеллерами).

На крышке трансформаторов ТМ установлены:

· вводы ВН и НН

· привод переключателя;

· петли для подъёма трансформатора

· мембранно-предохранительное устройство

· мановакуумметр

Расширительный бачок используется для компенсирования изменений обьема масла, зависящее от внешних факторов. Бачок снабжен:

· Метками min и max уровня масла в трансформаторе

· гороловиной для долива масла

Контрольно-измерительные приборы и сигнальная аппаратура трансформатора ТМ(Г)(Ф)-160/10-01: Уровень масла в трансформаторах контролируется визуально по указателю уровня масла, который расположен на стенке маслорасширителя у трансформаторов типа ТМ

При наличии термоузла дополнительно осуществляется контроль температуры верхних слоев масла в баке трансформатора спиртовым термометром.

1.2 Неисправности трансформатора

Неисправность	Возможная причина	Способ устранения
Повышенное гудение в трансформаторе	Ослабление прессовки магнитопровода	Подтянуть прессующие шпильки (у масляного трансформатора выполняют при вынутом сердечнике)
Потрескивание внутри трансформатора	Появление замыкания между витками Ослабление болтов, крепящих крышку (кожух) трансформатора Обрыв заземления магнитопровода	Отправить трансформатор для капитального ремонта Проверить затяжку всех болтов Восстановить заземление (у масляного трансформатора выполняют при вынутом сердечнике)
Выходные напряжения фаз неодинаковы при одинаковых первичных напряжениях	Недостаточен контакт в соединении одного из вводов. Обрыв в обмотках трансформатора	Отправить трансформатор для капитального ремонта
Течь масла	Нарушение плотности: сварных швов бака между крышкой и баком во фланцевых соединениях	То же Подтянуть болты, гайки. Если не поможет, установить новое уплотнение

1.3 Техническое обследований силовых трансформаторов

1.3.1 Назначение и цель проведения работ

По результатам выполнения диагностических работ в нескольких режимах эксплуатации трансформатора, выполненному анализу эксплуатационной, ремонтной документации станции определить дефекты, установить степень их развития и оценить состояние изоляции активной части. Подготовить по результатам обследования рекомендации по объему требующихся профилактических, диагностических и ремонтных мероприятий, обеспечивающих управление ресурсом.

1.4 Общие положения программы обследования

1.4.1 Программа построена на использовании следующих принципов:

а) Принцип поэлементного контроля:

ь баки, уплотнения, расширитель, маслозащита;

ь магнитная система и динамическое состояние обмоток;

ь изоляция активной части трансформатора (состояние масла, твердой изоляции);

ь высоковольтные вводы;заземление; разрядники

б) Принцип поэтапного контроля.

Этап 1. Первичное обследование трансформаторов (в объеме расширенного) с определением наличия и степени развития потенциальных дефектов в узах трансформатора.

Этап 2. Повторное обследование трансформаторов с вариацией режимов работы для уточнения типов и зон дефектов.

Этап 3. Периодическое обследование (в объеме контрольного) для выявления динамики развития дефектов.

1.5 Виды обследований и содержание работ

Вид обследования трансформатора, т.е. объем и разновидности измерений, определяется по результатам профилактических испытаний, выполненных персоналом и по предшествующим результатам диагностики. Предусматривается проведение следующих видов обследований:

ь контрольного - измерения на рабочем напряжении в контрольных точках и режимах;

ь расширенного, с увеличением (в сравнении с контрольным) набора характеристик по используемым видам диагностики на рабочем напряжении;

ь комплексного, включающего измерения на рабочем напряжении в объеме расширенного и на отключенном трансформаторе.

1.5.1 Контрольное обследование

Проводится на рабочем напряжении. Обследование предусматривает выполнение работ по оценке состояния трансформаторов в эксплуатации с использованием наиболее эффективных методов с целью своевременного выявления дефектов, определения общей картины состояния силовых трансформаторов станции, выявления типовых дефектов или определения динамики развития дефектов



1.5.2 Расширенное обследование

Проводится на рабочем напряжении и включает большее число измеряемых характеристик, чем контрольное обследование предусматривает выполнение диагностических работ и полный анализ эксплуатационной документации и результатов профилактических, заводских, пусконаладочных испытаний по трансформаторам, имеющим зафиксированные значительные дефекты в системах трансформатора, определенные персоналом станции или специализированной организации, на предшествующих испытаний, а также проводится на трансформаторах, на которых в рамках данной программы обследования выполняются впервые.

1.5.3 Комплексное обследование

В объем комплексного обследования включаются обследования в объеме расширенного, и на отключенном трансформаторе в объеме, определенном «Объемом и нормами».

1.6 Основные этапы, порядок выполнения работ, ответственные исполнители

Наименование этапа	Порядок выполнения работ
1. Анализ документации	1. Подготовка и предоставление эксплуатационной документация, и документации по результатам профилактических испытаний 2. Анализ документации
2. Проведение работ по диагностике	1. Тепловизионный контроль Индивидуальный и сравнительный анализ.
	2. Контроль характеристик ЧР.
	3. Отбор проб трансформаторного масла из бака трансформатора Выполняется персоналом ЭЦ.
3. Выполнение измерений характеристик обмоток, активной стали, вводов на отключенном трансформаторе	Измерения в соответствии с «Объемом и нормами» и заводскими инструкциями (по имеющимся данным). Анализ измерений.
4. Подготовка заключений и рекомендаций	Анализ результатов измерений. Подготовка заключений по техническому состоянию обследованных трансформаторов и рекомендации по объему необходимых диагностических, профилактических мероприятий Подготовка заключений по назначенному сроку службы трансформаторов и рекомендаций по управлению техническим состоянием

1.7 Мероприятия по обеспечению техники безопасности при выполнении работ

Используемые средства диагностики при контроле ЧР фиксируют слаботочные сигналы, датчики устанавливаются на заземленный корпус оборудования, питание приборов и компьютера от аккумуляторов. Тепловизионная съемка проводится дистанционно. Указанная технология диагностики не является пожароопасной и допущена к проведению работ на взрывоопасных объектах (нефтехимия) в Европе.

1.8 Документы, предоставляемые по результатам обследования

По результатам выполнения работ на станцию направляется Технический отчет, включающий заключения о техническом состоянии обследованных трансформаторов, рекомендации по объему необходимых диагностических, профилактических, ремонтных мероприятий, а также протоколы по результатам контроля, а также заключение по назначенному сроку службы трансформатора и рекомендации по управлению техническим состоянием. обмотка трансформатор сечение масло



2. Назначение комплекса испытаний

2.1 Испытания силовых трансформаторов

2.1.1 Наружный осмотр

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

2.1.2 Испытание трансформаторного масла

Масло, которое должно заливаться в выключатель (кроме горшковых), должно пройти предварительное испытание по всем показателям. Масло, которое заливают в горшковые выключатели, разрешается проверять на электрическую прочность, отсутствие механических примесей и частиц взвешенного угля. Трансформаторное масло, не удовлетворяющее данным, заливать в масляный выключатель запрещается.

Перед включением выключателей под напряжение (кроме горшковых) необходимо взять пробу масла из бака и произвести ее испытание в сокращенном объеме. При сокращенном объеме производят следующие испытания масла: определение пробивного напряжения, содержания механических примесей и взвешенного угля, кислотного числа, реакции водной вытяжки и температуры вспышки. Если данные испытаний не будут соответствовать данным, то необходимо слить масло и заменить его новым. Для производства испытания трансформаторного масла необходимо произвести отбор пробы масла. Отбор пробы масла производится из нижнего крана бака в специальные стеклянные сосуды с протертыми пробками. Сосуд сначала ополаскивают 2 раза отбираемым маслом и только затем его наполняют. Обычно для испытаний необходим 1 л масла. Испытания масла по полной и сокращенной программам проводят специальные лаборатории.

2.1.3 Фазировка трансформаторов

Фазировка трансформаторов производится перед их включением на параллельную работу между собой или с сетью. При отсутствии тождественности фаз напряжений включаемых трансформаторов возможно появление значительных уравнительных токов между ними, которые приводят к ограничению мощности или значительной перегрузке трансформаторов, а при несовпадении чередования фаз - к короткому замыканию.

Фазировка заключается в измерении напряжения между разноименными фазами включаемого трансформатора и сети (или другого, работающего трансформатора) и определении отсутствия напряжения между одноименными фазами. При проведении фазировки должна быть обеспечена электрическая связь между фазируемыми цепями для образования электрически замкнутого контура, необходимого для измерений. В качестве такой связи могут выступать заземленные нейтрали фазируемых трансформаторов, общий нулевой провод или соединение любой пары предполагаемых одноименных фаз с помощью разъединителя или временной перемычки.

Фазировка производится с помощью вольтметра до 380 В или вольтметра и трансформатора напряжения. При напряжении 2-10 кВ фазировка может производиться с помощью специальных указателей напряжения.

Измерения должны проводиться между всеми одноименными, а также между каждой из них и двумя остальными разноименными фазами. Если при измерении оказывается, что между одноименными фазами а1- a2, b1 - b2, с1 - с2, напряжение отсутствует, а между одной одноименной и противоположными разноименными a1 - b2, а1 - с2, b1 - а2, b1 - с2, с1 - а2, с1 - b2 напряжение примерно одинаковое (отличаются не более чем на 10%), то такой трансформатор может быть включен в сеть или на параллельную работу.

Приведенные условия являются необходимыми и достаточными. Если при производстве замеров напряжения между фазами отличаются от выше отмеченных, то в каждом отдельном случае необходимо построить векторные диаграммы фазируемых напряжений и определить условия, при которых возможна параллельная работа трансформаторов.

2.1.4 Определение увлажненности обмоток

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

Проверка влажности изоляции трансформаторов включает в себя определение сопротивления изоляции через 60 мин после включения, коэффициенту абсорбции обмоток тангенса угла диэлектрических потерь обмоток (tgS), отношения емкостей обмоток при частотах 50 и 2 Гц (С2/С50), а также отношения емкостей обмоток в нагретом и холодном состояниях (Сгор/Схол) и относительного прироста емкости по времени (АС) по отношению к емкости (С) обмоток при одной и той же температуре (АС/С).

При оценке влажности изоляции трансформаторов необходимо выполнять следующие условия.

1. Состояние изоляции трансформаторов определять по комплексу измерений, с тем чтобы преимущества одного метода восполняли недостатки другого.

2. Характеристики изоляции измерять в соответствии со схемами измерения, приведенными в табл.

3. При измерениях все вводы обмоток одного напряжения соединять вместе. Остальные обмотки и бак трансформатора заземлять. Измерения начинать с сопротивлений R60 и R15

4. Характеристики изоляции трансформаторов с маслом измерять при температуре верхних слоев масла не ниже 10 °С.

Температуру трансформаторов без масла измеряют термометром, установленным в кармане термосигнализатора на крышке бака; при этом карман заполняют трансформаторным маслом. Если температура масла ниже 10 °С, то для измерения характеристик изоляции трансформатор подогревают.

2.1.5 Измерение сопротивления изоляции

Сопротивление изоляции между каждой обмоткой и корпусом и между обмотками трансформатора измеряют мегомметром на напряжение 2500В.

Для исключения влияния токов утечки по поверхности изоляторов, особенно при измерениях во влажную погоду, накладывают экранные кольца из голой медной проволоки, соединяемые с зажимом «экран» мегомметра

Перед началом измерения сопротивления изоляции испытуемую обмотку трансформатора заземляют на 2--3 мин и тщательно протирают поверхность вводов.

Показания мегомметра отсчитывают через 15 и 60 сек после начала вращения рукоятки, что соответствует значениям R15 и R60. Рукоятку мегомметра следует вращать равномерно со скоростью 110--120 об/мин. Желательно применять мегомметр с моторным приводом типа ПМ-89 или с кенотронной выпрямительной приставкой.

По этим замерам определяют также коэффициент абсорбции, т. е. отношение R15 / R60., являющийся одним из показателей степени увлажнения обмоток.

2.1.6 Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы

Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно заводским инструкциям.

Круговую диаграмму переключающего устройства снимают при повороте ведущего вала от одного заранее выбранного положения до другого, затем при повороте обратно. Диаграмму снимают таким образом, чтобы проверить работу всех контактов контактора и избирателя.

Для реакторных устройств круговую диаграмму снимают при одном полном обороте вертикального вала независимо от того, происходит ли за это время одно или два переключения.

Для резисторных устройств, имеющих отдельный контактор, круговая и временная диаграммы снимаются при переключении не менее, чем на два положения подряд, так как эти устройства обычно работают со сдвигом регулировочных ответвлений.

Для трехфазных устройств допускается производить по фазное испытание, а для устройств с параллельным соединением контактов проверяют одновременность размыкания и замыкания параллельных контактов.

Если имеется предизбиратель, круговую диаграмму снимают между положениями переключающего устройства, в пределах которых он участвует в переключениях.

Снятие круговой диаграммы РПН с реакторами. Для снятия круговой диаграммы необходим металлический диск с прикрепленной к нему круговой шкалой из электрокартона или бумаги, разделенной на 3600 через 10. Диаметр диска для удобства отсчета должен быть 300 - 350 мм.

Диск со шкалой укрепляют на вертикальном валу переключателя, при этом ось вала должна проходить через центр шкалы.

Для отсчета угла поворота вала служит неподвижная стрелка, укрепленная на неподвижной части приводного механизма. Для повышения точности отсчета плоскость шкалы должна быть перпендикулярна оси вертикального вала переключателя. Перед началом измерений шкала устанавливается так, чтобы указательная стрелка показывала нуль.

На силовых трансформаторах с РПН последних выпусков диск изготавливается на заводе и укрепляется на верхней крышке приводного механизма. В этом случае указательную стрелку прикрепляют к одному из болтов нониусной муфты вертикального вала. Сливается масло из бака РПН, снимается крышка, контакты контактора протираются насухо от масла.

Перед снятием круговой диаграммы переключающее устройство

устанавливают в обычных, рекомендуемых заводом-изготовителем положениях, например, 5-е для РНТ-13 и 11-е для РНТ-18, РНТ-20, причем для исключения влияния люфтов приводной механизм ставят в исходное положение вращением его рукоятки в ту же сторону, в какую будут вращать рукоятку при последующем снятии круговой диаграммы.

В практике применяется несколько различных схем для снятия круговых диаграмм - метод сигнальных ламп и метод амперметра-вольтметра.

2.1.7 Испытание изоляции обмоток трансформаторов повышенным напряжением переменного тока

Величина испытательного напряжения определяется по ГОСТ 1516--60, исходя из опыта эксплуатации, анализа величины внутренних перенапряжений, возникающих в действующих электроустановках и защитных характеристик разрядников от атмосферных перенапряжений. Для того, чтобы возникший электрический пробой мог завершиться и можно было определить дефект в изоляции, испытательное напряжение прикладывают в течение 1 мин. Большая длительность испытаний может привести к повреждению изоляции из-за теплового пробоя даже при отсутствии дефектов в изоляции. Исключение составляют такие изоляционные органические материалы, как бакелит, дерево, кабельная бумага и т. п., в которых основную роль играет поверхностная изоляция. Так как в этих материалах обычно не контролируются диэлектрические потери, то время приложения высокого напряжения при испытаниях принято по ГОСТ 5 мин с тем, чтобы после окончания испытания и снятия напряжения можно было проверить на ощупь, нет ли местных нагревов. Пробивное напряжение изоляции аппаратов, трансформаторов и изоляторов выбирается выше разрядного напряжения по воздуху, которое в свою очередь выше испытательного напряжения, принятого на заводе- изготовителе для новых изоляторов, аппаратов и трансформаторов.

С течением времени прочность изоляции в эксплуатации может понижаться, но она не должна быть ниже установленного минимума. Изоляция считается прошедшей испытание на электрическую прочность, если при этом не было пробоя, частичных разрядов, выделений газа или дыма, а также, если приборы не указывали на наличие повреждений. Пробой изоляции при испытании отмечается по амперметру -- по возрастанию тока и по вольтметру -- по снижению напряжения. Чтобы не повредить частичными разрядами изоляцию, следует при их возникновении прекратить испытание высоким напряжением до устранения дефекта и ремонта изоляции.

Испытательное напряжение должно прикладываться:

а)между токоведущими и заземленными частями (для коммутационных аппаратов при включенном и отключенном положениях) ;

б)между токоведущими частями соседних полюсов (для коммутационных аппаратов при включенном и отключенном положениях) ;

в)между разомкнутыми контактами одного и того же полюса при отключенном положении аппарата.

Испытание изоляции повышенным напряжением постоянного (выпрямленного) тока применяется для оборудования с большой емкостью (кабели, конденсаторы, генераторы, электродвигатели и пр.), для испытания которых переменным током необходимы испытательные трансформаторы большой мощности. Поэтому кабельные линии уже довольно давно испытывают постоянным (выпрямленным) напряжением, что вполне себя оправдало.

Накопленный опыт испытания генераторов и электродвигателей показывает, что испытания переменным током выявляют большинство дефектов в пазовой части изоляции, а испытания выпрямленным напряжением -- в основном в лобовой части и при выходе из паза.

Для испытания изоляции выпрямленным напряжением применяются кенотронные аппараты. Преимуществом испытания изоляции выпрямленным напряжением является возможность вести контроль за её состоянием путем измерения токов утечки.

Измерение токов утечки на выпрямленном напряжении.

Сопротивление изоляции, как было сказано выше, измеряют мегомметром, позволяющим отсчитывать по шкале прибора показания в мегомах при приложении напряжения к изоляции от 500 до 2500 в. Однако некоторые дефекты при таких величинах прикладываемого к изоляции напряжения не выявляются. Для выявления таких дефектов измеряют токи утечки с помощью кенотронных аппаратов, По измеренным при помощи микроамперметра токам утечки, протекающим при заданных величинах напряжения и времени отсчета, судят о состоянии сопротивления изоляции.

В исправной и сухой изоляции ток утечки по времени будет спадать, и тем быстрее, чем в лучшем состоянии находится изоляция. Если же ток утечки при определенном напряжении не только не спадает, но возрастает со временем, то это указывает на сильную степень развития дефекта, и в этом случае рекомендуется тщательно осмотреть обмотку (нет ли повреждения изоляции) и при необходимости подвергнуть изоляцию сушке, а затем повторному испытанию.

При исследовании тока утечки через изоляцию можно воспользоваться также методом измерения напряжения и времени саморазряда оборудования (электрической машины и др.), заряженного до определенного напряжения. При этом параллельно испытуемому оборудованию присоединяется вольтметр или другой прибор, который может фиксировать напряжение разряда (шаровой разрядник, неоновая лампа с сопротивлением и т. п.). Время, за которое произойдет саморазряд изоляции до определенной величины, будет тем меньше, чем хуже изоляция и чем меньше ее емкость. Для оценки состояния изоляции по методу саморазряда необходимо знать опытные данные о времени саморазряда (до определенной величины напряжения) испытуемого или аналогичного оборудования с исправной изоляцией. Токи утечки не нормируются, а сопоставляются с результатами предыдущих испытаний. Обычно для измерения токов утечки в кабельных сетях применяют кенотронные установки, смонтированные на автомашине.

2.1.8 Измерение сопротивления обмоток трансформатора постоянному току

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

Сопротивления величиной до 1 Ом измеряют двойным мостом типа МД-6 либо мостом типа Р-316, пригодным также для измерения сопротивления величиной более 1 Ом.

При измерениях методом падения напряжения схему измерения выбирают также в зависимости от величины измеряемого сопротивления.

Во избежание повреждения экстратоками вольтметр необходимо включать при установившемся значении тока, а отключать до выключения тока.

Приборы, применяемые для измерения, должны быть класса точности не ниже 0,5. Величина тока при измерениях не должна превышать 20% номинального тока обмотки, чтобы не внести дополнительной погрешности в измерения за счет нагрева обмотки.

Сопротивления следует измерять при установившейся температуре; температура, при которой произведены измерения, должна быть замерена и указана в протоколе испытания.

Измеряют линейные сопротивления всех обмоток трансформатора, а при наличии переключателя ответвлений -- на всех его положениях.

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

2.1.9 Определение коэффициента трансформации

Коэффициент трансформации определяют для трансформаторов после их капитального ремонта со сменой обмоток, импортных и не имеющих паспорта.

Коэффициентом трансформации трансформатора называется отношение напряжения на обмотке высшего напряжения (ВН) к напряжению на обмотке низшего напряжения (НН) при холостом ходе:



где кт -- коэффициент трансформации;

Uі -- напряжение на обмотке ВН;

U2~ напряжение на обмотке НН.

Коэффициент трансформации определяют на всех ответвлениях обмоток, доступных для переключения и для всех фаз. Для трехобмоточных трансформаторов достаточна проверка коэффициента трансформации только для двух пар обмоток.

2.1.10 Проверка группы соединения обмоток

Рис. 1. Проверка группы соединения обмоток однофазного трансформатора методом импульсов постоянного тока

Эта проверка производится также для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт со сменой обмоток, импортных и не имеющих паспорта.

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



Группа соединения обмоток характеризует угол между векторами напряжений обмоток ВН и НН одноименных фаз трансформатора.

Проверка группы соединения обмоток может быть произведена несколькими методами:

-Метод фазометра

-Метод импульсов постоянного тока.

2.1.11 Измерение величины тока холостого хода

Для измерения величины тока холостого хода к обмотке низшего напряжения при разомкнутых остальных обмотках .подводят номинальное напряжение. Для трехфазных трансформаторов подводимое трехфазное напряжение должно быть практически симметричным.

Ток холостого хода можно также измерять после включения трансформатора под рабочее напряжение. В этом случае для измерения величины тока холостого хода используют стационарные трансформаторы тока, во вторичную обмотку которых включают контрольный прибор. Не следует пользоваться для этих измерений приборами детекторной системы, так как форма кривой тока холостого хода значительно отличается от синусоиды, что приводит к погрешностям при измерениях.

Величину тока холостого хода трехфазных трансформаторов измеряют во всех трех фазах и определяют как среднее арифметическое этих величин. Величина тока холостого хода трансформатора не нормируется.

2.1.12 Метод измерения угла диэлектрических потерь силовых трансформаторов

Для измерения угла диэлектрических потерь (tg д) к изоляции прикладывают переменное напряжение. При этом в изоляции возникают потери энергии, получившие название диэлектрических. Диэлектрические потери зависят от размеров и состояния изоляции и приложенного напряжения.

На рисунке 3 показана векторная диаграмма токов, проходящих через изоляцию при приложении к ней переменного напряжения, построенная для схемы замещения изоляции.

Рисунок 3 - Векторная диаграмма токов через неоднородный диэлектрик

Потери в схеме определяют по формуле:

P=IUcosц=IcUtgд,

где tg д -- соотношение активной и емкостной составляющих тока, возникающего в изоляции.

Увлажнение и другие дефекты изоляции вызывают увеличение активной составляющей тока Ia, причем она растет во много раз быстрее, чем емкостная составляющая Ic. Это приводит к увеличению угла д и соответственно tg д. Таким образом, по значению tg д можно судить о степени ухудшения изоляции.

В отличие от диэлектрических потерь, характеризующих как состояние, так и геометрические размеры изоляции, tg д является показателем только состояния изоляции.

Для изоляции силовых трансформаторов tg д обычно не превышает сотых и тысячных долей единицы, поэтому в практике значение tg д выражают в процентах:

tg д =(Ia/Ic)*100.

Например, при отношении Ia/Ic=0,003 tg д =0,003 x 100=0,3%.

Для оценки состояния трансформаторов tg д изоляции обмоток измеряют при напряжении, составляющем не более 2/3 испытательного напряжения обмотки, но не более 10 кВ. В связи с высокими значениями прикладываемого к изоляции напряжения измерение tg д необходимо проводить после оценки значений сопротивления изоляции.

2.1.13 Испытание обмоток трансформатора

Повышенным напряжением переменного тока от постороннего источника производится вместе с вводами. Испытательное напряжение зависит от класса изоляции обмотки:

Номинальное напряжение обмотки,
кВ до	3	3	6	10	15	20	24	27	35
Испытательное напряжение обмоток трансформатора, кВ,
с изоляцией: нормальной	4,5	16	23	32	41	50	59	63	77
облегченной, в том числе
сухие трансформаторы	2,7	9	15	22	28	-	-	-	-

Время испытания составляет 1 мин. При отсутствии испытательной установки необходимой мощности испытание обмоток трансформаторов, автотрансформаторов, масляных и дугогасящих реакторов с нормальной изоляцией не проводится.

В эксплуатации для обмоток 35 кВ и ниже испытание напряжением переменного тока может быть заменено испытанием выпрямленным напряжением с измерением тока утечки. Выпрямленное испытательное напряжение принимается равным амплитудному значению испытательного напряжения промышленной частоты.

2.1.14 Проверка системы охлаждения

При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.

Ниже приводится краткое описание систем охлаждения трансформаторов.

Естественное воздушное охлаждение. Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично лучеиспускания в воздухе. Такие трансформаторы получили название «сухих» Условно принято обозначать естественное воздушное охлаждение при открытом исполнении С; при защищенном исполнении СЗ, при герметизированном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха СД.

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой охлаждающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ 11677-85 должно быть не больше: 60°С (класс А); 75°С (класс Е); 80°С (класс В); 100°С (класс F); 125°С (класс Н).

Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВА при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение. Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВА включительно. В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам, передает его окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать +95°С.

Для лучшей отдачи тепла в окружающую среду бак трансформатора снабжается ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами в зависимости от мощности.

2.1.15 Испытание включением толчком на номинальное напряжение

Включение трансформатора в работу производится при условии удовлетворительных результатов всех измерений и испытаний и соответствия их требованиям "Норм испытания электрооборудования".

До включения трансформатора должны быть закончены монтаж и наладка всего комплекса оборудования (вспомогательное оборудование, оборудование распределительных устройств), системы управления, сигнализации, всех устройств релейной защиты, которые при первом включении должны быть включены на отключение.

Первое включение заключается в 3-5-кратной подаче на ненагруженный трансформатор толчком номинального напряжения. Если защиты при этом не произвели отключения и не наблюдается признаков ненормальной работы, то трансформатор остается под напряжением и внимательно "прослушивается".

На трансформаторы, работающие по схеме блока с генератором, напряжение от генератора должно подниматься с нуля, и при номинальном напряжении трансформатор также должен "прослушиваться".

Рекомендуется измерить ток холостого хода трансформатора включенного на номинальное напряжение. Измерение должно производиться контрольным амперметром или миллиамперметром класса не ниже 0,5 и подключенным через трансформатор тока. Ток холостого хода трансформатора не нормируется, но обычно составляет 2-3% от номинального тока, причем в трехфазных трансформаторах он одинаков в обмотках крайних сердечников, у среднего на 20-35% меньше. Во всех случаях замеренные токи сравниваются с заводскими данными.

Для измерения тока холостого хода не применяются полупроводниковые приборы, т. к. измеряемый ток отличается от синусоидального, что приводит к большим погрешностям. При оценке результатов измерений необходимо учитывать погрешность измерительных трансформаторов тока, работающих в этом случае при малом первичном токе.

Если измеренный ток холостого хода превышает значение, приведенное в протоколах заводских испытаний, за трансформатором устанавливается особое наблюдение во время эксплуатации, так как это может быть признаком наличия виткового замыкания или дефектов в стали магнитопровода.

2.1.16 Замеры изоляционных характеристик

Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформатора, проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, целостность маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

Замеры изоляционных характеристик допускается измерять не ранее чем через 12ч. после окончания заливки трансформатора маслом. Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10 °С у трансформаторов напряжен

2.1.17 Измерение емкости обмоток при различных частотах

Степень увлажнения обмоток трансформатора может быть также определена путем измерения их емкости при различных частотах (метод емкость -- частота). Емкость обмоток измеряют при частоте 50 Гц (С50) и при частоте 2 Гц (Сг) специальным прибором контроля влажности типа ПКВ на трансформаторе, залитом маслом, между каждой обмоткой и корпусом при заземленных свободных обмотках. Перед измерением испытуемая обмотка должна быть заземлена на 2--3 мин. Чем больше увлажнена изоляция обмоток трансформатора, тем больше отношение С2/С50. Оно увеличивается также при повышении температуры обмоток трансформатора, поэтому измерения производят при температуре обмоток 10--30° С.

Величина отношения С2/С50 зависит и от тангенса угла диэлектрических потерь (tg б) масла, залитого в трансформатор: с увеличением tg б масла отношение С2/С50 возрастает.

Размещено на Allbest.ru

...