Файл: Трансформаторы.doc

При эксплуатационных измерениях необходимо обращать внимание на характер изменения tg d и емкости с течением времени в отдельных зонах внутренней изоляции. Емкости C1 и С2 (рис. 21) не нормируются, но имеют важное значение для оценки измерения тангенса угла диэлектрических потерь.

Для ввода, не имеющего измерительного конденсатора (рис. 21д), характеристики основной изоляции измеряются между высоковольтным зажимом ввода 1 и проводником 2(C₁), характеристики изоляции последних слоев (Сз) - между проводником 2 и втулкой. Проводник 2 отсоединяется от земли. Измерение Сз в эксплуатации не обязательно.

Та б л и ц а 13. Допустимые значения tg  изоляции вводов

Для ввода с измерительным конденсатором (рис. 21б) характеристики основной изоляции измеряются между высоковольтным зажимом ввода 7 и измерительным отводом 3 конденсатора (C₁), при этом проводник 3 отсоединяется от устройства ПИН. Характеристики изоляции конденсатора измеряются между проводниками 3 и 4 (С₂), проводник 3 также отсоединен от устройства ПИН. Емкость Сз измеряется в том случае, если проводник 4 выведен наружу ввода.

Измерение tg  основной изоляции вводов, установленных на оборудовании, производится по нормальной схеме (см. рис. 5а, 11а), чтобы исключить влияние емкости трансформатора. Напряжение (обычно 10 кВ) подается на контактный зажим ввода. Соединительная втулка заземлена (установлена на трансформаторе), проводники 2 и 3 (см. рис. 21) отсоединены.

Измерение tg d и емкости С; измерительного конденсатора на снятом вводе производится по нормальной схеме с подачей напряжения 3 кВ (но не более 10 кВ) на измерительный ввод, а втулки изолируются от земли. Если втулка не может быть изолирована от земли, измерение производится по перевернутой схеме (рис. 5б и 11б). То же относится и к измерению наружных слоев изоляции (Сз).

Увеличение tg  изоляции ввода происходит при увлажнении картона или бумаги, загрязнении масла, появлении частичных разрядов. В частности, его значение превышено при наличии металлической пыли, попавшей из дефектного сильфона (см. § 1).

Испытание повышенным напряжением вводов, установленных на трансформаторе, производится совместно с испытанием его обмоток (см. § 6). Испытание вводов, не установленных на трансформатор (перед монтажом нового или капитально отремонтированного ввода),

производится по тем же нормам. Испытание повышенным напряжением позволяет выявить скрытые дефекты изоляции ввода, не определяемые другими способами, и поэтому выполняется после всех других испытаний изоляции.

Проверка качества уплотнений вводов с бумажно-масляной изоляцией производится созданием в них избыточного давления 100 кПа в течение 30 мин. При этом не должно наблюдаться течи масла и снижения испытательного давления. Такое испытание позволяет определить слабые места, не выявленные при внешних осмотрах. Особое внимание следует уделять уплотнениям в верхней части ввода, которые в эксплуатации работают при очень малом избыточном давлении.

Проверка манометров производится у вводов с бумажно-маслянои изоляцией герметичного исполнения. Успешная работа такого ввода зависит в первую очередь от надежности его уплотнений. Снижение показания манометра ввода свидетельствует о нарушении герметичности. Однако если манометр неисправен, то установить потерю герметичности не всегда возможно. Поэтому и предусмотрена проверка манометров в межремонтный период. Ее следует производить не реже 1 раза и в год, а также в случаях, если манометр не изменяет своего показания при значительных изменениях температуры окружающей среды или нагрузки. Минимально и максимально допустимые давления масла и герметичном вводе указываются в его паспорте. Для того чтобы манометр был достаточно чувствительным индикатором состояния уплотнений ввода, его шкала не должна сильно превышать рабочего давления масла. Оптимальным является случай, когда предел измерения манометра в 1,5 раза превышает максимальное или в 2 раза среднее рабочее давление. Повышение давления масла во вводе свидетельствует о нарушении свойств трансформаторного масла, и оно должно быть проверено (измеряется tg ).

Испытание трансформаторного масла выполняется в соответствии с указаниями § 4. В некоторых энергосистемах производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов (особенно при повышении давления в герметичных вводах). При этом могут быть диагностированы те же повреждения, что и в трансформаторах (§ 5). Однако на сегодняшний день не накоплено достаточного количества материалов, которые позволили бы дать количественные критерии оценки состояния ввода.

Как отмечалось в § 1, в масле герметичных вводов могут присутствовать механические примеси металлического характера. Они обнаруживаются при просматривании масла в проходящем свете. Методика обнаружения механических примесей заключается в следующем. Тонкостенный химический сосуд вместимостью 250—300 мл заполняется испытуемым маслом и помещается на подставку с черным покрытием. Со стороны задней стенки стакана устанавливается темный экран. Источник света располагается с боку на уровне стакана так, чтобы свет. проходя сквозь слой масла, не засвечивал глаза испытателя.

Рис. 22. Структурная схема устройства контроля изоляции ввода

При наличии механических примесей металлического характера при перемешивании будет наблюдаться перемещение частиц с характерным металлическим блеском, которые долгое время могут оставаться во взвешенном состоянии и не опускаться на дно. Для уточнения характера примесей следует воспользоваться лупой с 8-15-кратным увеличением или микроскопом.

Следы механических примесей допустимы, если имеется, например, 7-10 включений металлического и неметаллического характера на всю пробу, осевших на дно или во взвешенном состоянии. Если количество включений превышает указанные значения, необходимо провести количественное определение механических примесей, как указывалось в § 4.

Замену масла в герметичном вводе в случае необходимости можно произвести непосредственно на месте установки без снятия ввода с трансформатора. Последовательность операций описана в "Инструкции по замене масла герметичных вводов с баками давления в эксплуатации без демонтажа оборудования", утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР и московским заводом "Изолятор" 19 мар­та 1981г.

Метод постоянного контроля изоляции вводов заключается в контрольные значения емкостного тока (тока небаланса) в нулевом проводе звезды, образованной соединением измерительных отводов всех грех вводов трехфазного трансформатора [10]. Устройство (рис. 22) состоит из двух блоков: КИВ-1, устанавливаемого в шкафу зажимов вторичной коммутации на трансформаторе или вблизи него, и КИВ-2, устанавливаемого на панели релейной защиты трансформатора на щите управления подстанции, и применяется на вводах напряжением 500 кВ и выше.

Блок КИВ-1 имеет фильтр, позволяющий отстроиться от напряжения небаланса, обусловленного высшими гармониками, и насыщающийся трансформатор с отпайками. Отпайки позволяют уменьшить ток небаланса, обусловленный разницей в значениях емкостей вводов; тогда проводник от каждого ввода подсоединяется к соответствующей отпайке трансформатора и "звезда" образуется непосредственно в блоке КИВ-1. Блок КИВ-2 имеет выпрямитель, миллиамперметр для измерения тока небаланса, потенциометр для изменения тока уставки, усилитель, сигнальную неоновую лампу и выходные реле.

При повреждении одного ввода емкость его увеличивается, в нулевом проводе и соответственно в первичной обмотке трансформатора КИВ-1 возрастает ток небаланса.

После усиления и выпрямления, сигнал подается в схему релейной защиты с действием на отключение или на сигнализацию. Для того чтобы устройство не срабатывал в переходных процессах и кратковременных повышениях напряжения время его срабатывания устанавливается не менее 8 с.

В нормальных условиях емкостный ток ввода 500 кВ составляв примерно 100 мА, а сумма токов для трех фаз исправных вводов 3-5 мА. Потенциометр устройства КИВ-2 позволяет менять уставку, тока срабатывания в диапазоне 3—15 мА. Для уменьшения погрешности кабель между блоками КИВ-1 и КИВ-2 должен быть экранированным с сечением жил не менее 2,5 мм2.

10. Контроль за состоянием переключающих устройств

Проверка работы переключающего устройства производится coгласно заводским и типовым инструкциям. Некоторые виды испытании позволяющих определить состояние устройств РПН, были рассмотрены ранее. Внешний осмотр переключателя выполняется согласно указаниям § 3. Естественно, что осмотру подлежат только те части, которые доступны для обзора. В частности, следует проверять герметичность шкафов управления устройством РПН, исправность устройств подогрева. При их нарушениях в шкафы попадает пыль и грязь, смазка загустевает, что приводит к затиранию в осях элементов, воздействующих на микропереключатели, отказам микропереключателей и, как следствие, к рассогласованию работы устройств РПН отдельных фаз или к безостановочному прохождению положений до конечного [см. Эксплуатационный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР № Ц-07.84(Э) от 26 июня 1984 г.].

Указания по испытаниям трансформаторного масла были даны в § 4 и 5, а также § 1. Если в первый период эксплуатации происходи ухудшение характеристик трансформаторного масла в баке контактора устройства РПН, следует проверить влагосодержание масла и при необходимости заменить его. То же относится и к маслу в емкости избирателя, если она отделена от масла и бака трансформатора. Ухудшение свойств масла свидетельствует о неисправности устройства РПП

Бывают случаи, когда после заливки масла в бак контактора оно быстро теряет свои свойства. После замены масла процесс ухудшения его свойств повторяется. Такое явление имеет место при неудовлетворительном состоянии контактной системы - нарушении усилия нажатия, перекосе и смещении контактов, нарушении регулировки работы устройства в целом, повреждении конструкционных элементов. То же происходит, если устройство было увлажнено при ремонте. Такое устройство РПН подлежит ремонту с полной регулировкой, а если оно было увлажнено — с сушкой деталей.

В целях своевременного выявления неудовлетворительного состояния устройств РПН необходимо производить испытание масла из их баков через 10-15 дней после включения вновь смонтированных или отремонтированных трансформаторов, а в случае заметного ухудшения характеристик масла, хотя они и остаются в пределах допустимых значений, повторить измерение через такой же срок. Если дальнейшего ухудшения свойств масла не происходит, последующая эксплуатация и испытания проводятся в обычном порядке. При ухудшении свойств масла ниже требуемых нормами трансформатор следует вывести в ремонт. Работа без переключения устройств РПН может быть принята лишь как временная мера в течение нескольких суток.