Руководства, Инструкции, Бланки

бланк протокола испытания трансформаторного масла

Рейтинг: 4.2/5.0 (223 проголосовавших)

Категория: Бланки/Образцы

Описание

Приемо-сдаточные испытания силового трансформатора ТМГ11-1600

Приемо-сдаточные испытания силового масляного трансформатора ТМГ11-1600 (кВА)

Здравствуйте, уважаемые читатели и гости сайта «Заметки электрика».

На прошлой неделе мы проводили приемо-сдаточные испытания силовых масляных трансформаторов ТМГ11-1600/10-У1 на комплектной трансформаторной подстанции наружной установки (КТПН) напряжением 10/0,4 (кВ).

Представленный в статье объем приемо-сдаточных испытаний применим для всех силовых масляных (маслонаполненных) трансформаторов мощностью от 630 (кВА) до 1600 (кВА).

Для масляных трансформаторов мощностью до 630 (кВА) и более 1600 (кВА), а также для сухих трансформаторов перечень испытаний будет несколько отличаться, но об этом я расскажу Вам в следующих своих статьях с соответствующими примерами.

Напомню, что абсолютно все электрооборудование (электродвигатели, трансформаторы, выключатели, кабели и т.д.) вновь вводимое в эксплуатацию подвергается приемо-сдаточным испытаниям с целью контроля технического состояния.

Объем и нормы испытаний силовых трансформаторов указаны в ПУЭ (Глава 1.8) и РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (п.6). Не лишним будет заглянуть и в паспорт или руководство по эксплуатации от заводов-изготовителей, особенно, это касается иностранного или нестандартного электрооборудования. В процессе эксплуатации необходимо руководствоваться ПТЭЭП (Приложение 3, п.2), но об эксплуатационных испытаниях трансформаторов я расскажу Вам в следующий раз.

Для начала несколько слов об объекте.

Внешний вид двухтрансформаторной комплектной трансформаторной подстанции (КТПН) напряжением 10/0,4 (кВ).

В КТПН установлены два трансформатора типа ТМГ11 мощностью 1600 (кВА).

  • Т — трансформатор
  • М — масляный
  • Г — герметичный
  • 11 — серия и модификация
  • 1600 — мощность, кВА
  • 10 — номинальное напряжение, кВ
  • У1 — климатическое размещение и исполнение от -45°С до +40°С

В герметичных трансформаторах масло не сообщается с окружающим воздухом, в отличие от трансформаторов с расширителями. Герметичные трансформаторы до самой крышки заполнены маслом. За счет изменения объема гофрированных стенок бака, они выдерживают температурное расширение объема масла.

Основные технические данные трансформатора ТМГ11-1600/10-У1 (фото бирки).

Схема электроснабжения КТПН.

Как видите, помимо двух независимых взаимно резервирующих вводов, имеется еще и третий источник питания — это дизель-генераторная установка. Ее мощность я не посмотрел, но выглядит она очень солидно, правда работает так, что уши закладывает — без берушей не обойтись.

Потребителей этой КТПН, согласно ПУЭ, можно с легкостью отнести к особой группе первой категории.

Испытание трансформатора ТМГ11-1600

Итак, начнем по-порядку.

Я буду руководствоваться следующими НТД:

  • ПУЭ, Глава 1.8, п. 1.8.16 «Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)»
  • РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (п.6).
  • инструкция завода-изготовителя

1. Осмотр трансформатора

При осмотре нужно уделить внимание на целостность бака и радиаторов трансформатора, состояние проходных изоляторов ВН и НН (отсутствие на них сколов и трещин), уровень масла в баке и отсутствие его течи, наличие и целостность пломб на крышке, заливочном патрубке, маслоуказателе и пробке для слива масла.

Поплавок красного цвета в маслоуказателе должен быть не ниже отметки «А» — это символизирует о том, что уровень масла в норме.

Обязательно убедитесь, что корпус трансформатора заземлен.

Однажды, при испытаниях подобного трансформатора ТМГ11, только чуть меньшей мощности, я обнаружил, что заземление его корпуса имелось, а вот заземление нейтрали монтажники сделать забыли. Была бы сейчас у потребителя не глухозаземленная нейтраль TN, а изолированная — IT.

2. Определение условий включения трансформаторов без сушки

Условия включения трансформаторов без сушки указаны в инструкции завода-изготовителя. В инструкции сказано, что вновь вводимый в работу трансформатор ТМГ11 может быть включен без сушки при соответствии сопротивления изоляции обмоток ВН и НН.

Таким образом, получается, что трансформатор допускается включать без сушки, если сопротивление изоляции обмоток ВН и НН за время 1 минуту (R60) будет соответствовать нормам действующих нормативно-технических документов (их список я указал чуть выше по тексту).

3. Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора

Все испытания должны быть проведены в нормальных условиях окружающего воздуха.

Для замера сопротивления изоляции обмоток необходим мегаомметр с напряжением 2500 (В). В парке приборов нашей электролаборатории имеются следующие типы мегаомметров:

  • М4100/5 напряжением 2500 (В)
  • ЭСО202/2 напряжением от 500-2500 (В)
  • Ф4102/1-1М напряжением от 500-2500 (В)
  • MIC-2500 напряжением от 50-2500 (В)

Из них я лично предпочитаю М4100/5 в карболитовом «чемоданчике» и MIC-2500 от Sonel.

Единственным минусом MIC-2500 является то, что на дальних подстанциях при больших количествах замеров у него совсем не вовремя может разрядиться аккумулятор, в остальном — только плюсы. Например, MIC-2500 может автоматически разряжать линию после замера, что очень удобно в плане электробезопасности. Поэтому на дальние подстанции для испытаний я всегда с собой беру сразу оба мегаомметра.

Производить замер сопротивления изоляции необходимо при температуре обмоток трансформатора не ниже 10°С. Если температура ниже 10°С, то трансформатор следует нагреть в теплом помещении, электропечью или индукционным методом. Температуру обмоток можно определять по температуре верхних слоев масла, т.е. можно ориентироваться по жидкостному термометру.

В моем случае температура обмоток составляет около 30°С.

Минимальные значения сопротивления изоляции, в зависимости от температуры обмоток приведены в таблице. Она подходит для всех масляных трансформаторов напряжением до 35 (кВ) включительно мощностью до 10 (МВА):

Испытуемый трансформатор ТМГ11 является двухобмоточным, поэтому замер сопротивления изоляции будем проводить по следующей схеме:

При проведении измерения все не испытуемые обмотки и бак трансформатора нужно заземлять.

Согласно вышеприведенной таблицы, при температуре 30°С сопротивление изоляции обмоток должно быть не менее 200 (МОм). Вот, что у меня получилось:

Как видите, сопротивление изоляции у обмоток ВН и НН трансформатора находится в норме (см. графу R60), причем даже с очень большим запасом.

Помимо сопротивления изоляции обмоток трансформатора (R60), я решил измерить его коэффициент абсорбции (R60/R15). По показаниям коэффициента абсорбции можно сделать выводы об увлажненности обмоток трансформатора и необходимости его сушки.

Коэффициент абсорбции вычисляется следующим образом. Сначала измеряется величина сопротивления изоляции обмотки за время 15 секунд (R15), затем измеряется сопротивление изоляции этой же обмотки, только за время 60 секунд (R60). После этого значение (R60) делится на значение (R15). Это не обязательный замер для нашего случая, но им я никогда не пренебрегаю, тем более с помощью MIC-2500 делается это быстро и полностью автоматически.

Коэффициенты абсорбции (R60/R15) обмоток ВН и НН испытываемого трансформатора ТМГ11 находятся в пределах нормы. Напомню, что минимальный уровень этого коэффициента для трансформаторов должен быть не ниже 1,3.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Для проведения этого измерения в нашей ЭТЛ имеется прибор-микроомметр MMR-600 от Sonel, правда пару лет назад мне его пришлось перепрошить для проведения замеров сопротивления обмоток с гораздо большей индуктивностью, нежели это было изначально заложено в приборе.

Внешний вид MMR-600.

До этого очень долгое время мы пользовались миллиомметром ИТА-2, но на последней поверке его забраковали по нескольким пределам измерений, поэтому сейчас мы его практически не применяем.

Кстати, при замере сопротивления с помощью ИТА-2 процесс измерения шел очень долго по сравнению с ММR-600. Из-за большой индуктивности обмоток трансформатора ИТА-2 долгое время устанавливал значение — приходилось ждать по несколько десятков минут, да к тому же и показания у него несколько «плавали».

Замер сопротивления обмоток постоянному току необходимо проводить при установившейся температуре трансформатора на всех ответвлениях обмоток.

На крышке трансформатора расположен переключатель ответвлений обмоток типа ПТРЛ-10/125-6-96У1. Регулирование напряжения происходит в ручную по высокой стороне (ВН) в пределах от -5% до +5% от номинального напряжения 10 (кВ) без возбуждения (ПБВ), т.е. при обязательном отключении трансформатора от сети, причем как по высокой стороне, так и по низкой.

Всего имеется 5 ступеней переключения:

Вот схема соединения ответвлений обмоток (схема «звезда» без нуля):

На схеме изображено первое положение I (+5%). При переключении на второе и последующие положения сопротивление обмоток будет уменьшаться.

Фиксация положения переключателя осуществляется специальным фиксирующим устройством, расположенным в приводе внутри бака трансформатора, и винтом с контргайкой, расположенными в рукоятке привода.

Чтобы переключить ступень, на рукоятке необходимо отвернуть контргайку винта и вывернуть его вверх. Затем нужно повернуть рукоятку переключателя до требуемого положения, ориентируясь по стрелке указателя, завернуть винт до упора и убедиться, что он зашел в отверстие указателя, после чего завернуть контргайку.

За отсчет температуры можно аналогично, как и при замере сопротивления изоляции, принимать температуру в верхних слоях масла по жидкостному термометру.

Полученное значение сопротивления не должно отличаться более, чем на 2% от полученных значений сопротивлений соседних фаз на одном ответвлении обмоток. Также полученные значения можно сравнить с заводскими (паспортными) величинами, но порой в паспорте эти данные отсутствуют.

Вот, что у меня получилось.

В первом положении максимальная разница между сопротивлениями получилась 0,42%, во втором — 0,64%, в третьем — 0%, в четвертом — 1,39%, в пятом — 1,71%. Как видите, полученные показания соответствуют норме 2%.

Разницы сопротивлений по низкой стороне (НН), как видите, нет.

5. Испытание трансформаторного масла

Согласно заводской инструкции, у трансформатора ТМГ11 запрещено нарушать его герметичность путем открывания сливных пробок на баке, кранов, патрубков на крышке, снятия изоляторов и маслоуказателя (не зря же на них установлены пломбы). Вообщем запрещено совершать любые действия, которые могут нарушить его уплотнения, т.е. нарушить герметичность бака.

В связи с этим отбор пробы трансформаторного масла на испытание у герметичных трансформаторов проводить запрещено.

6. Испытания повышенным напряжением

Согласно ПУЭ, проводить испытание повышенным напряжением обмоток по отношению к корпусу и другим его обмоткам у маслонаполненных трансформаторов не обязательно, т.е. для нашего ТМГ11 мощностью 1600 (кВА) это испытание является не обязательным. Это же подтверждается инструкцией завода-изготовителя, где сказано, что проводить испытания повышенным напряжением без согласования с производителем запрещено.

На этом приемо-сдаточные испытания силового трансформатора ТМГ-11 можно считать завершенными. Если хоть один измеренный параметр не будет входить в норму, то такой трансформатор запрещено вводить в эксплуатацию.

После проведения испытаний трансформатора оформляется протокол, установленной и утвержденной формы. Напомню, что испытывать силовой трансформатор теоретически могут все, а вот право выдачи протоколов имеет только электролаборатория (читайте статью о необходимости регистрации ЭТЛ ).

7. Включение трансформатора в сеть

После всех проведенных испытаний, трансформатор необходимо включить в сеть толчком на номинальное напряжение 10 (кВ) на время не менее 30 минут. Согласно ПТЭЭП (п.1.3.7) опробование считается проведенным, если трансформатор проработал непрерывно и без замечаний в течение 72 часов. Поэтому в течение 72 часов слушаем и наблюдаем за работой трансформатора.

Затем необходимо проверить фазировку. Сейчас на фазировке я подробно останавливаться не буду — это тема отдельной статьи со своими нюансами. Скажу вкратце, что при фазировке должно иметь место совпадения по фазам между двумя источниками питания. Для фазировки до 500 (В) я использую двухполюсные указатели напряжения, например, ПИН-90М. или специальные вольтметры с соединительными проводами.

Для фазировки со стороны 10 (кВ) мы применяем вот такой высоковольтный указатель УВН-10 с дополнительной трубкой для фазировки (ТФ).

После фазировки, при необходимости, можно проверить и чередование фаз. Для этого у меня есть два прибора:

Периодичность испытания силовых трансформаторов определяет технический руководитель организации или предприятия в зависимости от состояния и результатов диагностического контроля (ПТЭЭП, п.2.1.36).

Если трансформатор во время работы отключился от газовой защиты или любой другой защиты от внутренних повреждений, например, от дифзащиты, то вводить его в работу допускается только после осмотра, проведения ряда эксплуатационных испытаний, в том числе и испытание масла, и устранения выявленных неисправностей и повреждений.

P.S. На этом все. Статья получилась достаточной объемной и даже немного больше, чем наша методика испытания силовых трансформаторов. Спасибо за внимание. Будут вопросы — спрашивайте.

Да, Сергей, и такие тоже есть, правда их всего у нас 2 или 4 штуки. Они обозначаются, как ТМЗ. Буква «З» в конце расшифровывается, как наличие азотной подушки. Азотная подушка защищает масло от окисления и компенсирует температурные его расширения. Азотная подушка выполнена в виде емкости над поверхностью масла, рассчитанной на объемное расширение масла и азота. Объем емкости рассчитывается исходя из максимально-допустимого давления азота в момент наибольшего теплового расширения масла, с учетом аварийных перегрузок. На это самое давление и отстраивается датчик давления с выходным контактом на действие предупредительной сигнализации.

На крышке трансформатора имеется пробка для закачки и изменения давления азота в баке, и заглушка для продувки азотной подушки. После приобретения этих ТМЗ мы отправили одного работника на обучение по заправке этих трансформаторов азотом. Вот только он ими и занимается . и то в очень редких случаях.

Спасибо за инфо. Очен важнейшие статья. Сможете пожалуйста рассказать о Защите ?

Евгений, в купленном еще в 2004 году микроомметре MMR-600 была установлена 2,55х версия прошивки. Версия прошивки отображается при включении прибора. При измерении сопротивлений обмоток у мощных трансформаторов и электродвигателей на ЖК-дисплее выдавалась «ошибка» из-за длительного процесса измерения. Мы неоднократно пробовали проводить замеры на электрических машинах разной мощности, и пришли к выводу, что MMR-600 годен только для маломощных трансформаторов и электродвигателей. Но у нас был резерв — миллиомметр ИТА-2, про который я писал в статье, но когда его забраковали, то выхода не оставалось, как писать в поддержку Sonel с решением вопроса с MMR-600, либо в крайнем случае приобретать новый прибор.

В поддержке мне ответили, что они в курсе этой проблемы и порекомендовали сменить версию прошивки у MMR-600 с 2,55х на 2,72 (в настоящее время вышла уже версия 2,73, но я ее еще не устанавливал). С официального сайта Sonel я скачал архив, распаковал его и запустил программу. Затем подключил к компьютеру прибор, включил его, выбрал в меню обновление, а затем нажал в программе кнопку «Connection Test». Обновление шло примерно минут 10-15. После этого перезапустил прибор и готово. Теперь проблем при измерении обмоток с большой индуктивностью нет.

Еще можно померять ток холостого хода и коэффициент трансформации

Владимир, можно, но согласно ПУЭ, Главы 1.8. для масляных трансформаторов мощностью до 1600 (кВА) это не обязательные замеры (по требованию заказчика).

Здравствуйте. подскажите пожалуйста где найти литературу по дугогасящему реактору типа ztc 800,все перерыл немогу найти…нужна информация по его устройству и устранению неполадок

Дмитрий, вы написали, что трансформаторах ТМЗ воздушная подушка компенсирует температурные расширения масла, то есть масло при наличии азотной подушки меньше расширяется при нагреве обмоток и железа?
А почему ваше предприятие купило ТМЗ, вместо тех же ТМГ? Есть какие важные преимущества?

Аскон:
05.11.2015 в 17:37
Здравствуйте. У меня такой вопрос. Например сеть с изолированной нейтралью 6кВ упала одна фаза на землю приходящий к трансу с глухозаземленной нейтралью на НН. Какие напряжения будут на НН.

Попробую ответить:
будет перекос фаз на НН, наряжение на 2х фазах будет немного ниже нормы например фазное не 240В, а 218В. на упавшей фазе, например фаза В (6кв,) будет 210В — фаза в (0.4кВ). Uл — тоже будут ниже. Конкретные величины будут зависить от сопротивления земли от ТП до места падения провода 10кВ

Ярослав:
06.12.2015 в 07:52
Добрый день!
Заказчик требует поставить сухой трансформатор на 72 на холостом ходу, в пасорте написано, что достаточно 30 минут и можно грузить.
Как вы считаете насколько обосновано требование комплексного опробования на ХХ.

Последний раз меняли на КТПН ТМГ 16кВа на ТМГ 40кВа минского завода летом 2013г.
Мегомметром проверили Rиз, Rоб. и стали менять. Подали 10кВ — треска нет, ровное гудение, замерили напряжение на верхних контактах рубильника — 417В, включили рубильник и стали включать поочерёдно автоматы. Так и стоят и работают с тех пор — электроснабжение нескольких базовых станций сотовых опрераторов Вымнелком, МТС, тогда ещё УСИ

Админ:
04.08.2015 в 08:29
Рустам, а где Вы увидели заземление нейтрали? На фотографии виден нулевой проводник отходящий от трансформатора, а заземляющий проводник отсутствует, т.е. нулевой вывод трансформатора должен быть непосредственно подключен к заземляющему устройству подстанции с помощью стальной шины или медного проводника.

Осмелюсь дополнить:
стальные шины N видел на ТП 60х годов постойки и ранее. Сейчас шины (проводники) аллюминий или медь.

Дмитрий:
21.06.2015 в 02:12
Дмитрий, хотел уточнить момент относительно заземления нейтрали. Сам столкнулся с системой IT, когда ноль выведен, но не заземлен. Раньше всегда считал, что если нейтраль изолированная, то нуля нет в принципе. Оказалось, что бывает и с нулем, но без заземления.
Как я понимаю, то в таком случае не может идти и речи, чтобы разделять ноль на PE и N, так как это и не PEN. Но ведь когда приходит фидер, например, во ВРУ МКД, то монтажники могут и не знать, что это не PEN, а выведенный незаземленный N. Чем это опасно? И вообще имеет такая изолированная нейтраль с нулем право на жизнь? Не является ли это нарушением? Заранее спасибо за ответ.

Вопрос интересный.
За практику участвовал в монтаже около 50 подстанций (10/04, 6/0.4) городских, на предприятиях, везде N глухозаземлённая

Сергей:
11.06.2015 в 22:22
если нейтраль не заземлить,а кабель подключить(как на фото) то 380/220 не будет? объясните

Подключали на практике один раз так ошибочно.

Uф — 270В, 170В, третьего не помню.
Потом заметили, что N не заземлён.
Подключили N к земле, все напряжения линейные и фазные стали нормальными.
Пришли к выводу — перекос фаз по 6кВ, добавился разброс в сотые или тысянные Rоб, и главное — не заземлен N и получилось от 170В до 270В.

Здравствуйте. Интересует вопрос насчет расчета отклонения по фазам в 2%. Я например считаю так: от большего измеренного значения отнимаю меньшее и делю все на меньнее значение. В литератере искал ответ на вопрос нигде не нашел расчета. Насчет измерений по низкой стороне, то я тоже провожу измерения по всем фазам. Хотя на данный вид трансформатора в поспортных данных приведены измерения по низкой стороне a-b, b-c, c-a, и a-0. Насчет измерения сопротивления изоляции то необходимо проводить измерения по схемам, представленным в паспорте на конкретный вид трансформатора. При этом я все выводы соединяю между собой и провожу измерения( т.е (А+В+С)—((a+b+c+n)+бак). Поясните Вы используетте разъем ЭКРАН у мегаомметра. Если его использовать то получаются совсем другие значения.Использую мегаомметр Fluke 1550 C. Очень хороший прибор, использую его в основном только для серьезного электрооборудования. Прибор получается европейский. У них коэффициент абсорбции считается как R60 к R30. Для оммического сопротивления используем прибор ПТФ-1 ( с виду такой же как у Вас ИТА-2). Прибором очень довольны. Используем уже около 5 лет, никаких нареканий нет.

Экран используется для измерения «по зонам», а так же для устранения для устранения влияния загрязнения изоляторов выводов обмоток. Т.е. в представленной вами схеме при присоединении к (А+В+С) или (а+в+с+0) или к баку, в измерении не участвует- «экранируется». Соответственное, если Вы плотно обернете заземляющим проводником изоляторы и присоедините вывод «экран» прибора, то полученное значение будет истинно. «По зона» измеряется в высоковольтных трансформаторах с большим количеством обмоток. (ВН-СН-НН1-НН2 и т.д.).

Здравствуйте! Из опыта по приборам! Пользуемся для измерения электрического сопротивления постоянному току прибором «ВИТОК». Очень удачный прибор зарядки аккумулятора хватает на три четыре месяца работы. При десяти пятнадцати замерах в месяц. Мегаомметр цифровой Е6-24. Для измерения коэффициента трансформации, потерь холостого хода, сопротивление короткого замыкания используем прибор «КОФФИЦИЕНТ». Это не реклама.

бланк протокола испытания трансформаторного масла:

  • скачать
  • скачать
  • Другие статьи

    Эксплуатация (мет

    / Эксплуатация (мет.пособие)

    При наличии шлака в масле после перевертывания в нем появляется муть в виде кольца или облачка. Шлак может быть и в виде твердых частиц. При выпадении шлака в осадок масло должно быть заменено.

    Прозрачность трансформаторного масла определяется на глаз. Слой масла в банке должен хорошо просматриваться на свет.

    3 Определение содержания взвешенного углерода

    Определение содержания взвешенного углерода проводится в ос­новном для трансформаторного масла масляных выключателей. При возникновении электрической дуги в выключателях трансформатор­ное масло разлагается и образуются частицы черного цвета (углистый шлак), который принято называть взвешенным углеродом. Масло, содержащее взвешенный углерод, имеет синеватый оттенок и обладает более сильной флуоресценцией, чем чистое масло.

    Испытываемое масло заливается в плоскую, шириной 100 мм, стек­лянную банку из прозрачного стекла. На задней стенке прибора приклеивается листок белой бумаги с нанесенными черной тушью тремя линиями толщиной 1; 0,5; 0,1 мм.

    Банку помещают в специальный ящик (Рисунок 1.1) и методом просвечи­вания слоя масла определяют содержание взвешенного угля в пробе. Просмотр линий производится через щель 4…5 мм, наблюдатель дол­жен находиться примерно на расстоянии 500 мм от черных линий.

    Рисунок 1.1 - Определение взвешенного углерода в трансформаторном масле

    1- фанерный ящик

    2- щель (ширина 5 мм)

    3- банка с маслом

    6- лист с нанесенными тушью линиями

    Степень загрязнения масла углем определяется в зависимости от видимости линий:

    а) через слой масла ясно и четко видны три линии - содержание угля в масле соответствует I баллу. Масло пригодно к эксплуата­ции;

    б) линия 0,5 мм видна не четко, а линия 1,0 мм четко - содержа­ние угля в масле соответствует 2 баллам. Масло не пригодно к эксплуатации, должно быть очищено при помощи фильтр-пресса;

    в) линия 0,5 мм не видна - содержание угля в масле соответству­ет 3 баллам. Масло не пригодно к эксплуатации, должно быть под­вергнуто регенерации или заменено.

    4 Определение наличия воды в масле

    Содержание влаги в масле можно определить визуально при рас­сматривании масла на свет. Заметные помутнения в масле или нали­чие капелек воды на дне и стенках пробирки свидетельствуют о на­личии влаги.

    Если вода содержится в масле в виде эмульсии, то ее определя­ют созданием температурных условий, при которых проявляется на­личие влаги в

    Для этих целей масло наливают в пробирку на высоту 80…90 мм и нагревают на спиртовке до температуры 120…130°С. В случае на­личия в испытуемом масле влаги, оно пенится, слышится треск, пробирка вздрагивает, а слой масла на стенках пробирки мутнеет.

    Наличие влаги считается установленным, если явственный треск слышен не менее 2 раз (ГОСТ 1547-62). Опыт повторяют в случаях, если при первом испытании имеет место:

    а) или явственный однократный треск и вспенивание;

    б) или малозаметный треск и вспенивание;

    в) или только вспенивание.

    Если при повторном испытании вновь обнаружится явственный однократный треск и вспенивание - присутствие влаги считается уста­новленным. Если при повторном испытании вновь наблюдается только вспенивание при достижении температуры в пробирке 130°С, то счи­тается, что в масле не содержится влаги.

    5 Определение температуры вспышки паров

    Температуру вспышки трансформаторного масла определяют прибо­ром Мартенс-Пенского.

    В промытый легким бензином резервуар прибора заливают обезво­женное трансформаторное масло до риски. Резервуар помещают в гнездо чугунной воздушной бани, закрывают его чистой сухой крышкой и вставляют термометр с пределом измерений от -30° до +170°С. Затем нагревают масло электронагревательным прибором, включенным через "ЛАТР". Вначале температуру масла повышают со скоростью 5…8°С/мин. За 30°С до ожидаемой температуры вспышки скорость подъема температуры следует снизить до 2°С/мин.

    Скорость подъема температуры регулируется изменением подводи­мого напряжения к нагревателю.

    Данные контроля за ходом подъема температуры заносят в таблицу 1.2.

    Таблица 1.2- График изменения температуры трансформаторного масла

    В таблице 1.3 даны поправки, вычисленные по формуле (1.1) с точностью до 1°С. Температура вспышки трансформаторного масла не должна быть

    6 Определение электрической прочности трансформаторного масла

    Электрическая прочность трансформаторного масла определяется с помощью аппарата АИМ-80 (аппарат испытания масла).

    Технические данные аппарата АИМ-80.

    Номинальное напряжение питающей сети однофазного тока - 220 В.

    Наибольшее испытательное переменное напряжение - 80 кВ.

    Наибольшая потребляемая мощность - 0,5 кВА.

    Объем испытательного сосуда - 400 см 3 .

    Вес аппарата - 35кг.

    Конструкция аппарата выполнена в виде пульта переносного типа. На лицевой стороне аппарата расположены:

    а) выключатель сети со специальным ключом, исключающем произ­вольное включение аппарата (

    б) кнопка включения испытательного напряжения (? ).

    в) кнопка включения электродвигателя для автоматического возв­рата вариатора в нулевое положение после пробоя (? 0);

    г) кнопка включения электродвигателя для не автоматического возврата вариатора в нулевое положение (> 0);

    д) кнопка аварийного разрыва цепи высокого напряжения;

    е) лампочки световой сигнализации (зеленая - включение сети, желтая - готовность схемы к включению испытательного напряжения, красная - включено высокое напряжение).

    Принципиальная электрическая схема представлена на рисунке 1.3.

    Электропитание подводится от однофазной сети 220В на клеммы выключателя сети SF9, далее через предохранителиFU4,FU5 подается питание на сигнальный трансформатор ТЗ и регулятор на­пряжения Т2. Посредством оперативных цепей управления подается питание на первичную обмотку низковольтного трансформатораT1.1. При условии, если щетка вариатора находится в нулевом положении (контакт конечного выключателяSQ1 цепи катушки релеKV2 замкнут), крышка, обес­печивая допуск к ячейке, закрыта (контакты блокировкиSF2,SF3 замкнуты) и при включении кнопкиS5 срабатывает реле К3, откры­вается тиристорVS5, срабатывает релеKV2 и электродвигатель начинает перемещать щетку регулятора напряжения Т2 и на электродахFV1 равномерно повышается напряжение. Вели­чина напряжения контролируется прибором PV, который включен в пер­вичную цепь генераторного устройства T1.1. В момент электрического пробоя диэлектрика срабатывает релеKV1 и при достижении напряже­ния выше 80кВ срабатывает релеKV5. Контакты реле KV5 включают вторую катушку реле КЗ, тиристорVS5 закрывается и реле КV5 отключает электродвигатель и первичную обмотку трансформатора T1.1 от сети, при этом стрелка измерительного прибора фиксируется.

    Для возвращения щетки вариатора и индикаторной стрелки в нуле­вое положение (в случае разомкнутых контактов выключателя авто­матического возврата S6) необходимо включить S7, после чего включается релеKV4 и осуществится реверс электродвигателя. При возвращении щетки ва­риатора в нулевое положение срабатывает блокировка регулятора на­пряженияSQ1, отключается цепь катушкиKV4, отключается электро­двигатель и загорается лампа желтой подсветкиHL1, которая укажет на готовность схемы аппарата к следующему включению высокого на­пряжения. Если включательS6 включить, то после пробоя диэлектрика возврат щетки регулятора напряжения и стрелки измерительного прибора бу­дет происходить автоматически.

    С помощью выключателя S8 можно в интересующий момент пре­рвать повышение напряжения и подержать некоторое время испы­туемый диэлектрик под неизменным высоким напряжением.

    Подготовка аппарата к испытаниям

    1 Перед испытанием необходимо открыть крышку аппарата, достать

    испытательный сосуд и протереть изоляционную крышку трансфор­матора, изоляторы и изоляционные барьеры чистой салфеткой.

    2 Проверить щупом 2,5 ± 0,5 мм расстояние между электродами в испытательном сосуде.

    3 Налить масло в испытательный сосуд до указанной отметки, избегая образования пузырьков.

    4 Установить испытательный сосуд с маслом в аппарат и закрыть дверцу.

    - Перед испытанием необходимо проверить заземление аппарата.

    - Запрещается включать высокое напряжение при неустановленном в аппарате испытательном сосуде.

    - Установку и выемку испытательного сосуда следует проводить после отключения питания от сети.

    - Запрещается выдерживать повышенное испытательное напряжение в интервале 60 - 80 кВ на время более 20 сек, т.к. первичная обмотка трансформатора не рассчитана на длительное протекание по ней тока холостого хода при указанных величинах напряжения.

    - Не допускается работать на аппарате при напряжении свыше 80 кВ. При достижении указанной величины необходимо отключить питание сети.

    Испытания надо проводить стоя на резиновом коврике.

    Порядок проведения испытания масла на аппарате АИМ-80

    1 Включить вилку питающего шнура в сеть.

    2 Повернуть ключ в аппарате, при этом должна загореться

    3 Нажать на кнопку возврата (> 0) для приведения прибора в исходное положение, при этом должна загореться желтая лампочка.

    4 Через 10 минут после установки сосуда с маслом в аппарат, включить кнопку (? ) автоматического набора напряжения, при этом должна загореться красная лампочка, а желтая погаснуть.

    5 После автоматического отключения испытательного напряжения при пробое снять показания на киловольтметре.

    Примечание: при подъеме напряжения выше 60 кВ нажать на кноп­ку (<) и выключить аппарат.

    6 Нажать на кнопку (> 0) для возврата стрелки прибора в исход­ное положение, при этом должна загореться зеленая лампочка.

    7 Отключить питание сети поворотом ключа в обратном направле­нии.

    8 Открыть дверцу аппарата, очистить стеклянной палочкой зазор между электродами от сажи, не образовывая при этом пузырьков воздуха.

    9 Закрыть дверцу прибора и включить питание сети поворотом ключа.

    Масло пробивают последовательно 5 раз с промежутком между пробоями 5 минут. За пробивное напряжение пробы принимают сред­неарифметическое напряжение из пяти последовательных пробоев при одном заполнении разрядника маслом.

    В случае если пробивное напряжение 1 пробоя будет резко от­личаться от последующих, необходимо сделать шестой пробой этого масла. Значение первого пробоя принимать во внимание не следует, и за электрическую прочность масла принимают среднее значение из последующих 5 пробоев.

    Результаты испытания электрической прочности трансформаторно­го масла заносятся в таблицу 1.4.

    Таблица 1.4-Определение электрической прочности трансформаторного масла

    Заключение: Масло соответствует нормам по всем пунктам.

    Пригодно к эксплуатации в оборудовании напряже­нием до ___ кВ.

    7 Содержание отчета

    В отчете необходимо привести цель, программу работы, краткое описание методики испытания трансформаторного масла, принцип работы и устройство отдельных приборов и оборудования для испы­тания, принципиальную электрическую схему АИМ-80, протокол испытания. По результатам проведения испытаний, занесенным в прото­кол, сделать заключение о состоянии масла.

    1 Каково назначение трансформаторного масла в электрических аппаратах различного типа?

    2 Как проводится отбор пробы трансформаторного масла из трансфор­маторов и масляных выключателей?

    3 Какие изменения происходят в трансформаторном масле в усло­виях эксплуатации?

    4 Дать определение основным характеристикам трансформаторного масла.

    5 Что понимается под электрической прочностью трансформаторно­го масла и как ее определяют?

    6 Какие испытания входят в программу "на пробой" и какие в сок­ращенный анализ, каковы их сроки?

    7 Пояснить схему прибора АИМ-80.

    8 Принцип работы и устройство прибора Мартенс-Пенского.

    9 Преимущества и недостатки трансформаторного масла как жидкого диэлектрика. Какие жидкие диэлектрики можно использовать взамен трансформаторного масла?

    10 Почему можно использовать трансформаторное масло с электри­ческой прочностью равной 35 кВ в аппаратах с напряжением 110 кВ и бо­лее?

    Правила эксплуатации электроустановок потребителей. –М. Энергоатомиздат. 1996,-288с.

    Нормы испытания электрооборудования. Выпуск 8-M. "Энергия".1978.

    Маневич Л.О. Обработка трансформаторного масла. -М. Энергоатомиздат, 1985.

    Рисунок 1.3-Принципиальная электрическая схема АИМ-80

    ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА -№ 2

    СУШКА И ПРОГРЕВ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

    В ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ.

    Цель работы: Изучить основные способы сушки и контрольного прогрева силовых трансформаторов.

    1 Определить степень увлажнения обмоток трансформатора.

    2 Измерить сопротивление обмоток трансформатора постоян­ному току.

    3 Рассчитать параметры сушки, собрать схему и провести опыты нагрева активной части трансформатора:

    3.1 постоянным током;

    3.2 индукционными потерями в собственном баке;

    3.3 токами короткого замыкания;

    3.4 токами нулевой последовательности.

    4 Оформить отчет по работе.

    Содержание работы и методика ее выполнения

    Из-за гигроскопичности изоляции электрических машин она поглощает влагу из окружающей среды, т.е. увлажняется. Это при­водит к резкому снижению ее электрической прочности и пробою. Поэтому в период эксплуатации трансформаторов необходимо пе­риодически определять степень увлажнения изоляции и при необходимости ее сушить.

    В зависимости от степени увлажнения изоляции трансформатор подвергается контрольному прогреву или сушке.

    Контрольный прогрев проводится обычно при наличии масла в случае незначительного увлажнения активной части трансформа­тора. Целью контрольного прогрева является восстановление, т.е. достижение первоначальных (заводских) значений параметров изо­ляции. Контрольный прогрев с маслом в баке следует производить:

    а) если активная часть находилась на воздухе дольше, чем указано в

    б) если характеристики изоляции не удовлетворяют нормам;

    в) если трансформатор был заполнен маслом позднее шести месяцев

    со дня отправки его с завода.

    Контрольный прогрев не допускается, если:

    а) на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы

    б) индикаторный селикагель изменил свой голубой цвет или другой,

    индикатор указывает увлажнение;

    в) продолжительность пребывания активной части на воздухе более

    чем вдвое превышает время указанное в таблице 2.1.

    Таблица 2.1 – Допустимая продолжительность соприкосновения активной части с окружающей средой

    Контрольный прогрев производится при температуре верхних слоев масла 70…80 ? С. Длительность прогрева не должна превышать 48 часов. Если за это время характеристики изоляции не достигли требуемых значений, то трансформатор подлежит сушке.

    1 Определение степени увлажнения изоляции

    Степень увлажнения изоляции обмоток силовых трансформаторов определяется по коэффициенту абсорбции:

    где R60 иR15 - сопротивления изоляции, измеренные через 60 и 15 секунд соответственно после подачи напряжения;

    или емкостными методами, в которых используется абсорбционные явления в неоднородном диэлектрике (С2 /C50. ?C/C50 ).(Эти методы более подробно изложены в лабораторной работе номер 3).

    Измерение степени увлажнения производится по схемам, представленным в разделе 3 методических указаний.

    При определении коэффициента абсорбции определяется сопротивление изоляции обмоток относительно корпуса через 15 и 60 секунд. Измерение изоляции можно проводить мегаомметрами МС-0,5, Ф-2, М4100 на 2500 В. Результаты измерений следует занести в таблицу 2.2.

    Таблица 2.2 - Сопротивление изоляции обмоток трансформатора

    Температура ок­ружающей среды

    Коэффициент абсорбции (R60 /R15 ) для трансформаторов мощ­ностью менее 10000 кВА, напряжением до 35 кВ при температуре +10…+30 °С должен быть не менее 1,3, а для трансформато­ров напряжением 110 кВ и выше

    2 Измерение омического сопротивления обмоток трансформа­тора постоянному току

    При определении параметров сушки надо знать сопротивление обмоток трансформатора Rф . Измерение сопротивления обмо­ток постоянному току проводят методом амперметра и вольтмет­ра или мостом постоянного тока. Если нет выведенной нейтра­ли трансформатора (фазные обмотки соединены в звезду), то сопротивление Rизм измеряют между линейными выводами. Со­противление каждой фазы обмоток приближенно определяют по формулам:

    а) при соединении обмоток звездой:

    б) при соединении обмоток треугольником:

    При измерении сопротивления обмоток высокого напряжения (ВН) можно воспользоваться схемой (рисунок 2.1). При этом пере­мычка между линейными выводами В и С не ставится. Ток при измерении должен быть не более 0,6 номинального тока обмо­ток трансформатора.

    Результаты измерений омического сопротивления обмоток за­носятся в таблицу 2.3.

    За расчетное сопротивление принимается среднеарифметичес­кое сопротивление обмоток 3-х фаз, приведенное к температуре 75°С.

    где: t0 - температура окружающей среды.