Файл: Трансформаторы.doc

Существует несколько методик измерения Zк. Для диагностики деформаций обмоток можно пользоваться любой из них. Важно одно, чтобы первое измерение (при вводе в эксплуатацию) и последующие проводились по одной и той же схеме и желательно теми же (по крайней мере, однотипными) приборами.

При опыте КЗ однофазного трансформатора одну обмотку (ВН н.ти СН) замыкают накоротко, а другую (обычно НН) питают пониженным напряжением U, например 380 В. Схема включения электроизмерительных приборов та же, что и на рис. 15, а. Обычно измерения производят на основном ответвлении регулируемой обмотки. Для автотрансформаторов опыт КЗ выполняется, как и для обычных трансформаторов. Измерительные приборы подключаются непосредственно в цепь, без измерительных трансформаторов. При измеренном токе I сопротивление КЗ будет Zк = U/I. Для трехфазных трансформаторов схема измерения дана на рис. 19. Сопротивление КЗ измеряют пофазно для всех возможных пар обмоток. При этом сравнивают Zк как с данными предыдущих измерений, так и между фазами.

Рис. 19. Схема измерения сопротивления КЗ трехобмоточного автотрансформатора для пары обмоток:

а - ВН-НН; б - СН-НН; в - ВН-СН

В некоторых энергосистемах, например в Ленэнерго [6], при диагностике механического состояния обмоток успешно сочетают измерения Zк с методом низковольтных импульсов. Этот метод довольно сложен, требует навыков работы с несерийными специальными установками, но может дать существенную дополнительную информацию о том, и какой именно части деформирована обмотка, так как форма импульса зависит не только от расстояния между обмотками, но и от искажений емкостей между элементами одной обмотки.

8. Контроль за состоянием магнитопровода и бака

Хотя хроматографический анализ растворенных в масле газов является довольно эффективным способом контроля состояния магнитопровода (см, § 5), его применение не устраняет необходимости использования традиционных способов контроля, особенно после ремонта.

Сопротивление изоляции ярмовых балок, прессующих колец и доступных стяжных шпилек измеряется для выявления в них возможных замыканий. Измерение согласно [2] производится мегаомметром на напряжение 1000—2500 В при вводе в эксплуатацию (в случае осмотра активной части) и после капитального ремонта. Значение сопротивления не нормируется. На дефект указывает резкое снижение сопротивления изоляции.

В крупных трансформаторах при ремонте, требующем замены обмоток. производят измерение сопротивления поперек пакета железа магнитопровода с целью проверки качества изоляции между листами. Результаты сравнивают с данными завода-изготовителя. Такая проверка позволяет решить вопрос о необходимости переизолировки листов при перешихтовке.

Измерение тока и потерь холостого хода. Методика измерения была описана в § 7. Повышенный ток холостого хода свидетельствует о некачественной сборке или перешихтвке магнитопровода. Обычно это является следствием увеличенных зазоров в стыках или заложения меньшего количества железа, чем предусмотрено документацией. Ток холостого хода при ремонте трансформатора со сменой обмоток почти всегда больше, чем вновь изготовленного трансформатора.

Потери холостого хода могут увеличиваться не только за счет дефектов в обмотке, рассмотренных в § 7, но и от замыкания, листов электротехнической стали магнитопровода. Замыкание листов может происходить вследствие износа изоляции между отдельными листами под воздействием вибраций, имеющих место в эксплуатации, а также вследствие дефектов этой изоляции или наличия заусенцев на кромке листов.

Определение причин местных перегревов позволяет выявить и устранить источники повышенного выделения углеводородов (чаще этилена) и другие нежелательные явления, предупредить развитие повреждения. Местные перегревы в магнитопроводе, конструктивных элементах или на отдельных участках бака встречаются чаще, чем в обмотке. Сначала нужно произвести тщательный осмотр активной части. Сильные перегревы вызывают изменение цвета металла, появления цветов побежалости трансформатора. При меньших перегревах в этом месте будут осаждаться продукты разложения масла черного цвета. Следует также проверить чистоту масляных каналов между пакетами и в других элементах магнитопровода, так как их сужение по каким-либо причинам вызывает общий повышенный нагрев масла в активной части, определяемый по температуре верхних слоев масла.

Е сли при осмотре источника повышенного перегрева не найдено, следует проверить отсутствие или наличие короткозамкнутого контура. Магнитопровод, как правило, соединен с баком и заземлен в одной точке - точка М магнитопровода (рис. 20) соединена с точкой Б заземленного бака трансформатора. Если вследствие повреждения изоляции возникает заземление магнитопровода во второй точке (между К1 и К2) образуется короткозамкнутый контур (на рис. 20 обозначен пунктиром).

Рис. 20. Схема включения резистора в короткозамкнутый контур:

1 - бак трансформатора; 2 — магнитопровод.

Под влиянием потока рассеяния в контуре протекает ток, вызывая повышенный нагрев металла, особенно в месте равного разъема бака, если он пересекается контуром.

Если предполагается наличие короткозамкнутого контура, следует отсоединить проводник, заземляющий магнитопровод (между точками М и Б), и проверить изоляцию. Если такой проверкой будет установлено, что образовалось второе заземление магнитопровода (но в одной какой-либо точке), в рабочую заземленную цепь включается резистор R, сопротивление и мощность которого должны быть согласованы с заводом-изготовителем. При наличии нескольких точек заземления магнитопровода необходимость и объем ремонта согласовываются с заводом-изготовителем.

Местные перегревы могут возникнуть в конструктивных элементах или в баке от наведенных токов при ослаблении каких-либо болтовых соединений, смещении соответствующих экранов. Такие явления достаточно редки, но требуют кропотливой работы по выявлению очага и особенно причин перегревов.

Испытание бака вместе с радиаторами на маслоплотность производится при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте трансформатора. С помощью трубы или дополнительной емкости создается столб масла, высота которого должна превышать уровень заполненного расширителя не менее чем на 0,6 м, а для волнистых баков или баков с пластинчатыми радиаторами - 0,3 м. Продолжительность испытания не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. При испытании не должно быть течи масла.

Испытание на маслоплотность производится также путем создания избыточного давления 10 кПа (0,1кгс/см²). В трансформаторах с пленочной защитой избыточное давление создается внутри гибкой оболочки. В других трансформаторах создается избыточное давление азота в надмасляном пространстве.

9. Контроль за состоянием высоковольтных вводов

В трансформаторах применяют вводы с бумажно-масляной (БМ) и иногда с маслобарьерной (МБ) изоляцией. В первом случае основой изоляции служит изоляционная бумага, пропитанная маслом и разделение на слои уравнительными обкладками, во втором — трансформаторное масло, разделенное на слои бумажно-бакелитовыми цилиндрами с уравнительными обкладками.

Рис. 21. Схема отводов из высоковольтного ввода

В последнее время применяются также вводы с твердой (ТБ) изоляцией.

Ввод может иметь измерительный конденсатор (емкость С2). Oт последней обкладки изоляционного остова ввода, не имеющего измерительного конденсатора (рис. 21, а), выведен проводник 2, который в рабочем положении должен быть надежно заземлен. Во вводе с измерительным конденсатором (рис. 21,б) выведен проводник 3 от измерительной обкладки конденсатора, а вторая (наружная) обкладка конденсатора или наглухо заземлена внутри ввода, или (в старых конструкциях) проводник от нее 4 выведен наружу и в рабочем положении заземлен. Измерительный проводник 3 подключается к контрольно-потенциометрическому устройству ПИН. В зависимости от исполнения ввода несколько отличаются способы и нормы проверки их состояния. Объем профилактических испытаний вводов указан в табл. 5.

Измерение сопротивления изоляции вводов производится мегаомметром на напряжение 1000—2500 В. При этом измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок бумажно-масляной изоляции ввода относительно соединительной втулки. На время измерения проводники 2 и 4 (если они выведены) отсоединяются от втулки, а проводник 3 — от устройства ПИН (см. рис. 21). Значение сопротивления должно быть при вводе в эксплуатацию не менее 1000 МОм, в эксплуатации - не менее 500 МОм. Измерение производится с соблюдением правил, описанных в § 6. Уменьшение сопротивления связано с ухудшением состояния как твердой изоляции, так и масла и происходит, как правило, одновременно с увеличением tg d и снижением емкости изоляции ввода.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится для всех видов вводов (нормами [2] допускается измерения не произ­водить для крупных вводов с маслобарьерной изоляцией). Значения tg d при температуре 20 °С не должны превышать данных табл. 13.