Глава 5.2

Страница 11 из 13

11. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Под вспомогательным оборудованием обычно понимают те элементы трансформатора, которые расположены на баке или вне его, не участвующие непосредственно в преобразовании электроэнергии или изолировании токоведущих частей и служат для обеспечения нормальной работы токоведущих, изолирующих частей и магнитной системы. Это в первую очередь система охлаждения, все виды защиты, расширитель и т.д. Основные моменты, на которые следует обращать внимание при внешнем осмотре, были описаны в § 3. Рассмотрим подробнее вопросы проверки работы некоторых вспомогательных устройств.
Осмотр и проверка устройств охлаждения предусмотрены нормами (см. табл. 5) и производятся согласно типовым и заводским инструкциям [1, 2]. Для выполнения требований ПТЭ при осмотре трансформаторов с принудительной циркуляцией масла следует убедиться, что циркуляция масла не прекратилась. Не реже 1 раза в 6 месяцев нужно проверить исправность сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов, показания манометров, включение резервного охлаждения или источника питания. Давление масла в охладителе должно превышать давление циркулирующей в нем воды не менее чем на 0,2 кгс/см2, даже при аварийной остановке маслонасоса, а при работающем насосе — на 1—2 кгс/см2. Степень охлаждения масла контролируется по разности температур на выходе охладителя. При номинальной нагрузке трансформатора она должна быть не менее 10 °С. В трансформаторах с дутьевым охлаждением допускается работа при остановленных вентиляторах, если температура верхних слоев масла не выше 55 °С при нагрузке меньше номинальной, а при минусовых температурах окружающего воздуха — не выше 45 °С независимо от нагрузки.
В системах охлаждения с принудительной циркуляцией масла следует особое внимание уделять масляным электронасосам [9, 10]. При обнаружении признаков ненормальной работы (вибрация, скрежет, посторонние шумы, отклонение давления от нормального) насос должен выводиться в ремонт. Следует вести учет работы насосов, так как согласно заводским инструкциям они должны выводиться в ремонт для проведения регламентных работ. Необходимо также периодически проверять ток, потребляемый электронасосом (токоизмерительными клещами, если в его цепи не установлен амперметр). Задвижка на напорном трубопроводе насоса должна быть открыта (допускается работа с закрытой задвижкой не более 1 — 2 мин).
При регламентных работах на насосе прежде всего проверяется состояние подшипников, особенно их осевой износ. При повышенном износе одного или обоих колец подшипника ротор насоса перемещается в осевом направлении и может начать задевать крыльчаткой за корпус, что приводит к образованию металлической стружки. Эта стружка, а также элементы подшипника в случае его разрушения или кусочки обмотки статора неэкранированного насоса в случае ее перегорания попадают в бак трансформатора. При направленной циркуляции масла (НДЦ и НЦ) они проникают непосредственно на изоляцию обмоток трансформатора и сильно ухудшают ее свойства. Своевременная ревизия насосов предупреждает серьезные аварии трансформатора. Правильно собранный и отбалансированный насос не имеет затираний и вибрации, легко вращается от руки. При ухудшении свойств трансформаторного масла в баке трансформатора, в том числе результатов хроматографического анализа растворенных в нем газов, следует проверить исправность насосов, в частности отсутствие чрезмерного перегрева.
Нарушения системы дыхания могут приводить к отключению трансформатора газовой защитой. В трансформаторах с воздухоосушителем повышение уровня масла в расширителе выше конца патрубка дыхания приводит к сливу масла через патрубок и воздухоосушитель, что может быть установлено при осмотре трансформатора (см. § 3).
В случае обнаружения течи масла через дыхательный патрубок выхлопной трубы на работающем трансформаторе он может быть оставлен в работе до следующего текущего ремонта, но уровень масла в расширителе следует понизить настолько, чтобы в любых режимах работы трансформатора он не превышал отметки 40°С. Для трансформаторов с азотной защитой масла следует отсоединить газопровод oт расширителя и азотных емкостей и продуть его, заменить силикагель в азотном осушителе, слить масло из азотных емкостей и просушить их. При очередном текущем ремонте нужно выполнить мероприятия, предусмотренные [9].
Термосифонные и адсорбционные фильтры служат для непрерывной автоматической регенерации трансформаторного масла. Они заполняются, как правило, силикагелем марки КСКГ с диаметром зерен 3-7 мм. Допускается применение других сорбентов (например, активной окиси алюминия), обладающих избирательной способностью поглощать из масла продукты его старения и влагу. Не следует применять цеолиты. В термосифонном фильтре масло циркулирует естественным путем: в баке трансформатора нагревается и поднимается, в фильтре охлаждается и опускается. Адсорбционные фильтры устанавливаются на трансформаторах с принудительной циркуляцией масла, где движение масла обеспечивается насосами.
Если в пробе масла из бака трансформатора кислотное число увеличилось до 0,15 мг КОН, сорбент следует заменить. В адсорбционных фильтрах, кроме того, сорбент заменяется через год после начала эксплуатации независимо от результатов анализа масла. Контроль состояния сорбента осуществляется также по характеристикам изоляции и масла. Ухудшение пробивного напряжения масла, tg d обмоток и масла, влагосодержания масла указывает на потерю сорбентом его адсорбционных свойств и целесообразность его замены.
Засыпать термосифонный или адсорбционный фильтр следует хорошо просушенным отсеянным от пыли силикагелем.
Воздухоосушители применяют для сушки воздуха, поступающего в трансформатор или негерметичный ввод. Требования к сорбенту здесь несколько отличаются от требований в термосифонном или адсорбционном фильтре. Осушителем служит силикагель марки КСМ, допускается применение цеолита.
Качество сорбента в воздухоосушителе проверяют по цвету индикаторного силикагеля, который представляет собой обычный силикагель, пропитанный хлористым кобальтом (на 100 частей силикагеля 3 части хлористого кобальта). Индикаторный силикагель помещают в небольшом количестве только напротив смотрового окна фильтра, весь же фильтр заполняется осушителем без его пропитки хлористым кобальтом, так называемым рабочим силикагелем. Это позволяет ускорить процесс сушки увлажняющегося силикагеля.
Контроль за воздухоосушителем в эксплуатации заключается в наблюдении за окраской индикаторного силикагеля (см. табл. 5) и уровнем масла в масляном затворе. Сухой индикаторный силикагель имеет голубой цвет. При осветлении окраски отдельных зерен следует усилить надзор за фильтром. С ростом увлажнения сорбента зерна индикаторного силикагеля принимают розовую окраску. При этом следует заменить весь сорбент фильтра, как рабочий, так и индикаторный. Увлажненный силикагель не только не обеспечивает сушки воздуха в фильтре, но даже оказывает вредное воздействие, увлажняя воздух и через него масло. Во всех случаях замену сорбента в воздухоосушителе следует производить не реже 1 раза в 6 мес.
Заменять сорбент следует в сухую погоду, выводя осушитель из работы не более чем на 3 ч. Одновременно с этим производится замена масла в масляном затворе.
Увлажненный силикагель восстанавливают путем сушки. Рабочий силикагель воздухоосушителей, адсорбционных и термосифонных фильтров сушат при температуре 400-500 °С. Хорошее качество сушки обеспечивается при прокаливании на противне. Однако хлористый кобальт при таком нагреве разлагается, поэтому сушка индикаторного силикагеля производится при температуре 115-120 °С в течение 15-20 ч до получения голубой окраски. Сухой сорбент во избежание увлажнения хранят в герметизированной таре.
Предохранительные клапаны и стрелочные маслоуказатели применяются на крупных трансформаторах (прежде всего с пленочной защитой масла) вместо выхлопной трубы и маслоуказательной трубки. При неправильной установке стрелочного указателя можно допустить чрезмерное повышение уровня масла при возрастании его температуры или недопустимое снижение уровня при ее уменьшении.

Рисунок 24. Влияние длины рычага на работу маслоуказателя:
а – шкала маслоуказателя; б – расположение рычага в расширителе

Эксплуатационный циркуляр № Ц-06-84(Э) от 26 июня 1984 г. требует установить на всех трансформаторах с пленочной защитой стрелочные маслоуказатели с раздельной сигнализацией максимального и минимального уровня масла. Уровень масла в расширителе следует устанавливать в соответствии с температурой верхних слоев масла в трансформаторе, предварительно прокачав масло в течение часа насосами системы охлаждения для выравнивания температуры масла. Показание стрелки маслоуказателя должно соответствовать фактическому уровню масла.
Рычаг маслоуказателя должен иметь длину 2090 мм при диаметре расширителя 1570 мм и 1610 мм при диаметре 1260 мм. На рис. 24 показано, как может исказиться показание стрелки, если установлен рычаг большей длины, чем это требуется. Если первоначально стрелку указателя установить по максимальному уровню масла (т.е. при верхнем положении поплавка «В» на рис. 24б стрелку установить в положение мах на рис. 24а), то в нижнем положении поплавка она займет положение Н’ вместо требуемого положения Н. Рычаг повернется на меньший угол, чем это требуется (меньше 40°). Стрелка указателя займет соответственно положение Н’ вместо min. Следовательно, указатель не обеспечит правильного показания уровня масла с тем большей погрешностью, чем уровень ниже. Если же стрелку установить по минимальному уровню (при положении поплавка Н’ стрелку установить в положение min), то при максимальном уровне стрелка окажется в положении В’ и указатель будет давать тем большую погрешность, чем выше уровень масла. Чрезмерный уровень масла в расширителе вызывает срабатывание предохранительного клапана. При возврате клапан может не полностью закрыться, что приведет к потере масла и отказу. Уплотнения предохранительных клапанов должны обязательно проверяться. Из двух конструкций предохранительного клапана, показанных на рис. 25, более надежной является вторая (рис. 25б) с манжетным уплотнением. Поэтому при осмотре следует проверять, какой клапан установлен на трансформаторе. Если установлен клапан с круглой резиновой прокладкой (рис.25,а), его следует заменить.

Рисунок 25. Предохранительный клапан:
1 – кожух; 2 – крышка; 3 – круглая прокладка; 4 – манжета; 5 – прижимное кольцо; 6 – корпус

Клапан такой конструкции определяется при снятом защитном кожухе 7 по внешнему виду крышки (сравните поз. 2 на рис. 25,а и б) и отсутствию прижимного кольца 5 (рис. 25).
Автоматические средства пожаротушения рекомендуется проверять 2 раза в год – после осенне-зимнего максимума и летнего периода – путем опробования с пуском воды или пены (водяные установки более распространены, хотя пенные более эффективны). Кроме того, 1 раз в квартал производят проверку без воды водяных задвижек (закрывают и открывают). Винтовые (или пенные) распылительные насадки должны быть установлены так, чтобы струя воды, ударяя в бак трансформатора и втулки вводов, покрывала водяной завесой трансформатор и его расширитель равномерно со всех сторон.
Установки автоматического пожаротушения предусмотрены на трансформаторах 500 кВ и выше, а также 220-330 кВ мощностью 200 МВ*А и более.
Многие мощные трансформаторы оборудованы отсечными клапанами, перекрывающими трубопровод между баком трансформатора и расширителем при работе автоматического пожаротушения или при срабатывании дифференциальной и газовой (на отключение) защиты. При включении трансформатора после отключения защитой от внутренних повреждений после пожара следует устанавливать клапан в открытое положение. При осмотре следует убедиться, что отсечной клапан находится в открытом положении.
На безаварийную работу трансформаторов большое влияние оказывает также своевременная проверка систем релейной защиты и коммутационной аппаратуры и поддержание их в работоспособном состоянии.

Страница 10 из 13

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.
Испытание устройства РПН повышенным напряжением производится одновременно с испытанием всей изоляции трансформатора (см. § 6). При замене или капитальном ремонте устройства РПН может быть выполнено испытание повышенным напряжением отдельных узлов устройства до установки на трансформатор.
При измерении сопротивления обмоток постоянному току (см. §7) одновременно проверяется качество пайки отводов и состояние контактов переключателя. Для этого следует произвести измерение на каждом ответвлении регулировочной обмотки, т.е. на каждом положении переключателя.
Испытания трансформаторного масла, измерение сопротивления постоянному току, осциллографирование работы контактора, о котором будет сказано ниже, и другие измерения позволяют провести комплексную оценку состояния устройства РПН [10]. Измерение коэффициента трансформации позволяет проверить правильность присоединения регулировочных отводов обмотки к переключателю.
Измерение коэффициента трансформации и сопротивления постоянному току на каждом положении устройства РПН позволяет выявить неправильности в сборке схемы переключающего устройства при ремонте. Результаты измерений сравниваются с данными завода-изготовителя.
Периодическая прокрутка устройства РПН является эффективным средством контроля и профилактики его состояния. При прокрутке проверяется работа привода устройства РПН и его схемы управления, кинематическая схема переключателя и контактора. Но главное ее значение – профилактика состояния контактов. В процессе эксплуатации на контактах избирателя (а если имеются предызбиратель или реверсор — то и на их контактах) образуется оксидная пленка, увеличивающая переходное сопротивление; ее образование может быть определено при измерении сопротивления обмоток постоянному току. Если пленка не удаляется, возникает перегрев контактов, ухудшаются свойства трансформаторного масла (это может быть определено хроматографическим анализом растворенных в масле газов). В конечном счете контакты могут достичь состояния, не обеспечивающего нормальной работы устройства РПН.
Тогда при внешнем КЗ или переключении устройства РПН, а иногда и при нормальном режиме происходит нарушение работы.
Оксидная пленка очищается при переключениях устройства РПН. Поэтому в инструкциях по эксплуатации предусмотрены периодические прокрутки с периодичностью не менее 1 раза в 3-12 мес. в зависимости от типа переключателя и режима работы. Прокрутка устройства РПН по всем положениям связана с определенными трудностями, так как требует отключения трансформатора от сети ( колебания напряжения в сети достигнут ± 12 %, что недопустимо для потребителей). Поэтому прокрутку по всем положениям достаточно производить 1 раз в год. Количество циклов прокрутки около 20. При меньшем числе переключении контакты очищаются не в полной мере.
В других случаях производятся прокрутки в рабочем диапазоне. т.е. в том диапазоне, в котором фактически производятся переключения в процессе работы плюс одно-два положения в обе стороны. Если устройство РПН вообще не переключалось, то прокрутка в рабочем диапазоне означает переключение на два положения в обе стороны от рабочего. Такие прокрутки могут производиться без отключения потребителей. Количество циклов — не менее 10. Периодичность прокруток для отечественных устройств типа РНО в трансформаторах выпуска 1983 г. и позже — 1 раз в 6 мес (если нагрузка не превышает 70 % и число переключении более 300 в год, можно ограничиться ежегодными прокрутками по всем положениям и не производить промежуточную прокрутку в рабочем диапазоне через 6 мес). Для других устройств РПН прокрутки в рабочем диапазоне должны производиться не реже 1 раза в 3 мес. Опыт показывает, что таких контрольных прокруток достаточно для поддержания контактов устройств РПН в удовлетворительном состоянии. После прокрутки сопротивление исправной обмотки постоянному току приближается к значению, указанном в паспорте.
Нажатие контактов измеряется при их регулировке. Если давление контактов переключателя или контактора недостаточно, то их переходное сопротивление увеличивается, что приводит к местным перегревам, а при протекании тока КЗ – к свариванию. Слишком большое давление приводит к увеличению усилий при переключениях, повышенному механическому износу, заклиниванию избирателя, нечеткому срабатыванию контактора.
Контактное нажатие измеряется при включенном состояния, путем оттягивания или отжатия подвижного контакта с помощью динамометра до момента разрыва цепи, фиксируемого по освобождению зажатой между контактами бумажной полоски или омметром.
Испытание приводного механизма начинается с проверки работы его схемы управления при отключенном двигателе. При нажатии пусковых кнопок или замыкании зажимов, к которым присоединяются
пусковые кнопки, должно происходить срабатывание соответствующих пусковых контакторов или промежуточных реле. Затем, не включая питания двигателя, производится проверка работы конечных выключателей. С помощью рукоятки механизм устанавливается в крайнее положение. При этом размыкается конечный выключатель. Если теперь нажать кнопку соответствующего направления вращения механизма, то контактор (реле) не должен сработать. При необходимости конечный выключатель регулируется.
Установив механизм в положение, близкое к среднему, проверяют его работу при включенном двигателе. Проверка производится при включении каждого контактора. Направление вращения должно соответствовать указанному на механизме.
После установки на трансформатор проверяется правильность сочленения приводного механизма с переключателем прокручиванием механизма рукояткой. Затем производится окончательная проверка. Переключение с одной ступени на другую должно происходить без остановок или замедлений вращения, которые могут возникнуть при перегрузке двигателя вследствие неправильной сборки. О правильности торможения приводного механизма свидетельствует расположение цифры, обозначающей положение переключателя, посередине окна указателя. Точная остановка механизма обеспечивается регулировкой положения контактных пальцев контроллера.
Измерение вращающего момента производится при ремонте устройства РПН. На ведущем валу закрепляется рычаг, к концу которого прикрепляется динамометр. К динамометру прикладывается усилие, направленное перпендикулярно плоскости рычаг-вал. Вращающий момент определяется как произведение усилия, при котором начинается движение, на длину рычага.
Проверка последовательности действия контактов осуществляется путем снятия так называемых круговых диаграмм. Круговую диаграмму снимают при повороте ведущего вала в прямом и обратном направлении не менее чем на два положения подряд. Если есть реверсор или предызбиратель, то диаграмму снимают между теми положениями, где они участвуют в переключении.
Наиболее просто круговая диаграмма снимается методом сигнальных ламп. На валу закрепляется шкала углов (на 360° с делениями через каждый градус), а на неподвижной части устройства — стрелка. Перед измерением вращением привода в нужную сторону выбирают все зазоры, а стрелку совмещают с нулевым делением шкалы. Электрическую схему собирают так, чтобы при включении или отключении того или иного контакта гасла или загоралась лампа. В простейшем случае подается питание от сети 220 В переменного тока через токоограничивающий реостат, а лампы пониженного напряжения включаются параллельно контактам.

Рисунок 23. Схема включения вибраторов осциллографа к контактору устройства РПН для снятия круговой диаграммы: а — схема включения вибраторов; б — установка изоляционной прокладки и накладки на контакт

Для современных быстродействующих устройств РПН с активными токоограничивающими сопротивлениями методом сигнальных ламп можно снять только диаграмму совместной работы переключателя и контактора, но невозможно получить картины работы шести контактов контактора (по три на четном и нечетном плечах). Поэтому правильнее использовать метод осциллографа. Вибраторы осциллографа включают непосредственно в цепь соответствующего контакта. Если это невозможно, пользуются более сложными схемами. Схема для записи работы контактов контактора устройства РПН приведена на рис. 23. Здесь Кр — рабочие контакты, Кв — вспомогательные контакты, Кд -дугогасящие контакты, R – токоограничивающие резисторы, r – добавочные измерительные резисторы, индекс 1 – нечетное плечо контактора, 2 — четное плечо контактора. Толстыми линиями показаны силовые цепи контактора, тонкими — измерительные. На подвижный или неподвижный рабочий или вспомогательный контакт «а» накладывается изоляционная прокладка «б» и поверх нее – измерительный контакт «с», к которому присоединен вибратор осциллографа, включаемый при соприкосновении контакта с со вторым контактом «d». Лучше всего на одну осциллограмму вывести работу всех контактов контактора, избирателя, предызбирателя и реверсора. На осциллограмме четко видна последовательность работы всех контакторов устройства РПН. Полученную круговую диаграмму следует проверить в соответствии с указаниями заводской инструкции по эксплуатации РПН.
В процессе изготовления устройств РПН используются и другие виды проверки и испытаний контакторов, но мы их рассматривать не будем, так как они не применяются в условиях ремонта и эксплуатации.

Страница 9 из 13

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.

Рисунок 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.
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.

Таблица 13. Допустимые значения tg d 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 d 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 d 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 d).
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
сбоку на уровне стакана так, чтобы свет. проходя сквозь слой масла, не засвечивал глаза испытателя.

Рисунок 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.

Страница 8 из 13

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.

Рисунок 20. Схема включения резистора в короткозамкнутый контур:
1 – бак трансформатора; 2 — магнитопровод.

Если 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).

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.

Страница 7 из 13

7.ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ОБМОТОК

В процессе эксплуатации могут проявиться такие дефекты обмотки, как неудовлетворительное контактное соединение, уменьшение сечения меди, слабая опрессовка. Обмотки подвергаются воздействию сквозных токов КЗ, вибраций и других явлений. В результате могут возникнуть местные перегревы, расплавление припоя, выгорание части меди, деформация обмоток, что в свою очередь может привести к разрыву электрической цепи или замыканию обмотки на заземленную или другую токоведущую часть.
Сопротивление обмоток постоянному току не должно существенно изменяться в процессе эксплуатации. Измеренное значение сопротивления не должно отличаться более чем на 2% от данных заводских и предыдущих испытаний.
Измерения производятся на всех ответвлениях каждой фазы. Значения сопротивления на одних и тех же ответвлениях разных фаз также не должны отличаться одно от другого, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.
Сопротивления обмоток силовых трансформаторов очень малы. Они измеряются методом моста или методом падения напряжения (его называют также методом вольтметра-амперметра). Для измерений может использоваться только двойной мост постоянного тока. Сначала надежно подсоединяют токовые зажимы моста, а затем потенциальные, но так, чтобы падение напряжения в точке подсоединения к обмотке токовых проводов не попало в зону, охватываемую проводами, идущими от потенциальных зажимов. То же относится и к измерению методом падения напряжения.

Рисунок 14. Схема измерения сопротивления обмотки трансформатора постоянному току: а – общая схема; б – измерение большого тока; в – подсоединение зажимов к шпильке вводов

Рассмотрим подробнее схему измерения сопротивления обмотки однофазного автотрансформатора, снабженного устройством РПН.
Обмотка (рис. 14) имеет последовательную ПО, общую часть 00, регулировочную часть РО с ответвлениями P1 … Рn и три ввода — высокого напряжения (ВН), среднего напряжения (СН) и нейтральный (Я). Наиболее правильным будет подать ток сразу во всю обмотку, так как тогда лишь два зажима — в точках ВН и Н потребуют принятия каких-то мер, направленных на исключение погрешности от влияния переходных сопротивлений. Ко всем остальным точкам вольтметр может подключаться произвольно.
Резистор R и выключатель S1 могут отсутствовать, если время установления тока в цепи мало или не имеет значения. Если же ток устанавливается очень медленно, для его форсировки нужно сначала
Замкнуть выключатель S1, а когда ток достигнет нужного значения, отключить его. Сопротивление резистора R в 8-10 раз больше сопротивления обмотки. Ток при измерении должен быть не более 20 % номинального тока обмотки, чтобы не внести температурной погрешности. Если ток большой, то в качестве амперметра А используется измерительный шунт Ш, включаемый силовыми зажимами в цепь постоянного тока, а к его измерительным зажимам подключается милливольтметр (рис. 14,6) [4].
Для измерения сопротивления последовательной части обмотки вольтметр включается между вводами ВН и СН трансформатора. Вольтметр должен включаться после включения токовой цепи, а отключаться до ее отключения. Он может подсоединяться с помощью щупов от зажимов. Во втором случае в его цепи устанавливается выключатся S2. Если используются щупы, то один из них следует присоединить к шпильке ввода ВН, как показано стрелкой 7 на рис. 14д, но не к гайке (2) и тем более не к подходящему токовому проводнику (3) То же относится и к подсоединению с помощью зажима. Нельзя зажимать провод вольтметра под одну гайку с токовым проводом. При необходимости следует использовать лишнюю гайку. Потенциал на провод вольтметра должен попадать непосредственно со шпильки ввода ВН. То же относится и к вводу Н.
Меняя точки подсоединения вольтметра, измеряют падение напряжения U на всех необходимых частях обмотки и на ответвлениях Р. Так, для измерения сопротивления всей регулировочной обмотки нужно подключить вольтметр между точками P1 и Рn, для измерения сопротивления всей обмотки автотрансформатора на основном ответвлении – между точками ВН и Рn и т.д. Значение измеренного сопротивления Rизм=АU/I сравнения различных данных все они приводятся к одной температуре по формуле:

R=Rизм(235 t)/(235 tизм),

где tизм — температура при измерениях, °С; t — температура, °С, к которой требуется привести сопротивление.
За температуру обмотки принимается температура верхних слоев масла. При этом должно пройти достаточное время после заливки масла.
Измерением сопротивления постоянному току можно выявить начавшееся ухудшение контактных соединений, нарушение паек, разрыв одной параллельной ветви обмотки, а также оценить качество контактов устройства РПН (для этого, естественно, контакт должен входить в зону измерений) и определить правильность установки фаз и отпаек переключателей ПБВ.

Рисунок 15. Схема опыта холостого хода: а – включение электроизмерительных приборов; б – включение обмоток при соединении Y; в – то же при соединении D

Опыт холостого хода позволяет определить некоторые дефекты обмотки и магнитопровода (см. § 8). На заводе-изготовителе, а также при капитальном ремонте, связанном с необходимостью перешихтовки сердечника или его верхнего ярма, производятся опыты холостого хода при номинальном и пониженном напряжении.
При номинальном напряжении измеряют ток и потери холостого хода, при пониженном – потери холостого хода. Для проверки состояния обмоток при вводе трансформатора в эксплуатацию и при эксплуатации выполняют опыты холостого хода при пониженном напряжении. При этом потери измеряют по тем же схемам и при том же напряжении, что и на заводе-изготовителе.
Для вновь вводимых трансформаторов измеренные значения отличий потерь холостого хода не должны отличаться от заводских данных более чем на 5 %. В эксплуатации значения потерь не нормируются [2]. Увеличение потерь может быть связано с наличием замыкания между параллельными проводами.
Схема для измерения потерь холостого хода в однофазном трансформаторе приведена на рис. 15, а. Питание подводится к той обмотке, как это делалось на заводе-изготовителе. Напряжение, указанное заводом-изготовителем, обычно подбирается так, чтобы не было необходимости использовать измерительные трансформаторы. Вольтметры и обмотки напряжения ваттметров могут включаться через добавочные сопротивления. При необходимости могут быть использованы трансформаторы тока и напряжения.
Приборы должны включаться именно так, как показано на схеме, т.е. сначала амперметр и токовая обмотка ваттметра и уже после них обмотка напряжения ваттметра и вольтметр. Потери в трансформаторе

Р0 = Ризм — Рпр ,

где Ризм – измеренные потери, Вт; Рпр – потери в обмотках напряжения приборов. Измерение потребления приборов выполняется по схеме на рис. 15а при отсоединении ее от зажимов (вводов) обмотки трансформатора. Их можно также рассчитать по формуле ваттметры должны быть класса не ниже 0,5 (предпочтительнее 0,2), трансформаторы тока и напряжения — класса 0,2. При измерении коэффициента трансформации, чтобы избежать применения измерительных трансформаторов, к обмотке ВН подводится переменное напряжение 220-380 В.
Схема измерения коэффициента трансформации однофазного трансформатора приведена на рис. 17а. Вольтметр, измеряющий подводимое напряжение, присоединяется отдельными проводами непосредственно к вводам трансформатора для того, чтобы избежать погрешности от падения напряжения в питающих проводах. Если падение напряжения в питающих проводах не превышает 0,1 % измеряемого напряжения и практически не влияет на точность измерения, допускается подключение вольтметра к питающим проводам без применения отдельных измерительных проводов.
В трехфазных трансформаторах, соединенных по схеме Y/Y или D/D, коэффициент трансформации можно измерить при подаче трехфазного напряжения, если предварительно установлено, что оно симметрично. То же относится к автотрансформаторам. При этом измеряются линейные первичное U1 и вторичное U2 напряжения (схема на рис. 17,б)
Коэффициент трансформации, как и при измерении в однофазном трансформаторе:

n= U1/U2

Рпр = U2/Rv U2/Rw,

Рисунок 17. Схемы измерения коэффициента трансформации

Если трехфазное напряжение несимметрично, измерение коэффициента трансформации производится при однофазном питании.
В трансформаторах со схемой соединения обмоток Y/D или D/Y различают линейный коэффициент трансформации, указанный в паспорте и равный отношению линейных напряжений n= U1/U2, и фазный, равный отношению фазных напряжений nф= Uф1/Uф2
При трансформации со стороны звезды на сторону треугольника nф =n/312, при обратной – nф =n312. Для оценки правильности присоединения отводов обмоток измеряют фазные коэффициенты трансформации. При этом одна фаза обмотки, соединенной в треугольник, закорачивается, а измерение производится для оставшейся пары фаз (аналогично тому, как это делается при опыте холостого хода). Схема с закорачиванием фазы С приведена на рис. 17, в. Если питание подается со стороны звезды, то фактический фазный коэффициент трансформации будет в 2 раза меньше измеренного

nф =0,5nизм= 0,5U1/U2

при питании со стороны треугольника — в 2 раза больше измеренного

nф =2nизм= 2U1/U2

Если в обмотке, соединенной в звезду, нулевой вывод доступен, то пофазное измерение может быть произведено без закорачивания фазы по схеме на рис. 17,г. При этом получается фазный коэффициент трансформации. Его измерение производится также для выявления причин неудовлетворительного значения линейного коэффициента, измеренного по схеме на рис. 17, б.
Грунт соединений обмоток трансформатора характеризует угол сдвига векторов линейных напряжений ВН, СН и НН одноименных фаз. При проверке группы соединения могут быть выявлены неправильно выполненная маркировка вводов трансформатора, неправильное подсоединение отводов обмоток к выводам. В трехобмоточных трансформаторах достаточно проверить группу соединения между двумя парами обмоток.
Напомним, что применяемые в нашей стране трансформаторы имеют следующие группы соединений:
однофазные — 1/1-0 (векторы первичного и вторичного напряжений совпадают по направлению);
трехфазные — Y/Y-0 (обмотка ВН соединена в звезду, обмотка НН в звезду с выведенным нулем, векторы первичного и вторичного напряжений совпадают по направлению);

Рисунок 18. Схемы проверки группы соединения обмоток

Y/D – 11 (обмотка ВН соединена в звезду, обмотка НН – в треугольник, вектор линейного вторичного напряжения сдвинут от вектора линейного первичного напряжения на 3300 в сторону отставания или на 300 в сторону опережения (подобно тому как сдвинуты часовая и минутная стрелки часов, когда они показывают время ровно 11 ч);
Y/D – 11 (то же, но первичная имеет выведенный нуль). На монтаже и в эксплуатации проверку группы соединения обмоток выполняют по методу двух вольтметров для трехфазных и методу постоянного тока для однофазных трансформаторов.
Метод двух вольтметров основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичного напряжений и измерении напряжений между соответствующими вводами с последующим их сравнением с расчетными значениями. Практически векторные диаграммы не строятся. Достаточно сравнить измеренные напряжения с расчетными.
Схема соединения для определения группы соединения по методу двух вольтметров приведена на рис. 18, а. Вводы фазы A обмоток ВН и НН (или СН) соединены между собой. К одной обмотке подводится пониженное (не более 380 В) напряжение. В изображенном случае питание подается со стороны НН. Напряжение питания целесообразно выбрать так, чтобы со стороны ВН не пришлось включать трансформатор напряжения. Одним вольтметром измеряют поданное на обмотку НН напряжение (Ua – b), другим – напряжение между выводами фазы B обмоток ВН и НН (Ub – c), затем между вводом фазы B обмотки НН и вводом фазы С обмотки ВН (Ub – c) и, наконец, между вводами фазы С обмотки НН и фазы В обмотки ВН (Uc – b). Измеренные значения сравнивают с расчетными, которые определяются согласно табл. 12. В формулах табл. 12 U – подведенное напряжение, B; n – коэффициент трансформации трансформатора (его паспортное значение, т. е. Отношение линейных номинальных напряжений).

Таблица 12. Расчетные значения измеряемого напряжения при проверке групп соединения обмоток методом двух вольтметров

Если питание подводилось со стороны обмотки ВН, то методика определения группы соединения та же, но в формулах табл. 12 вместо U надо подставлять U/n.

Схема определения группы соединения методом постоянного тока приведена на рис. 18,б. К обмотке ВН подается постоянное напряжение 2-12 В. Измерение производится магнитоэлектрическим вольтметром, подключенным к вводам ВН, и милливольтметром на стороне НН. В принципе можно использовать один прибор, производя измерения поочередно на стороне ВН и НН. Если при включении или отключении ключа К стрелка прибора, подключенного к вводам ВН и НН, отклоняется в одну и ту же сторону, то группа соединения 0. Если же, например, при включении ключа К вольтметр при подключении к обмотке ВН показывает одну полярность, а при подключении к обмотке НН – другую, то группа соединений 6.

На заводах-изготовителях применяются и другие методы определения коэффициента трансформации или группы соединения (компенсационный метод, метод фазометра). Поскольку в условиях эксплуатации они практически не используются, мы их рассматривать не будем.
Фазировка трансформаторов производится на месте их установки, с тем, чтобы обеспечить правильное соединение с сетью, необходимое для соблюдения всех условий параллельной работы трансформаторов. Выполняется она так же, как и определенные группы соединения трехфазного трансформатора.

Опыт короткого замыкания (КЗ) согласно [2] в эксплуатации может не производиться. Однако практика испытаний на стойкость при КЗ показала высокую эффективность измерения напряжения короткого замыкания (Uк, %) для диагностики состояния трансформатора [8]. При протекании сквозных токов КЗ обмотки трансформатора испытывают электродинамические воздействия. Под их влиянием могут возникнуть отдельные деформации.
При деформациях обмоток, особенно радиальных, изменяются расстояния обмоток между собой и относительно магнитопровода. Происходит изменение конфигурации магнитных потоков рассеяния, что приводит к изменению индуктивного сопротивления короткого замыкания (Хк), а следовательно, Zк, причем в мощных трансформаторах Zк=Хк.
У неповрежденного трансформатора значения Zк отдельных фаз не должны существенно отличаться. Можно считать установленным, что изменение Zк более чем на 2,5-3% первоначальных данных или такое же отличие Zк между фазами трехфазного трансформатора свидетельствует о наличии недопустимых деформаций одной обмотки, возникших при протекании токов внешних КЗ.
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.

Рисунок 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.

Страница 6 из 13

6. ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ

Профилактические испытания трансформаторов производятся в соответствии с требованиями ПТЭ и Норм испытаний электрооборудования [2] при каждом текущем и капитальном ремонте. Текущий ремонт трансформаторов с устройствами РПН производится ежегодно, без РПН – 1 раз в два года для главных трансформаторов электростанций и подстанций и трансформаторов собственных нужд и 1 раз в 4 года для всех других. Профилактические испытания в основном сводятся к испытаниям изоляции и измерениям переходных сопротивлений контактов. Нормируемый объем испытаний трансформаторов приведен в табл. 5.
На практике применяются и другие виды испытаний. Если есть признаки ухудшения изоляции или предположения о ее ухудшении, профилактические испытания производятся в период между ремонтами. Результаты испытаний сравнивают с установленными нормами а также с ранее измеренными значениями.
Испытания изоляции являются основным элементом всяких профилактических испытаний. Изоляция подвергается тепловым, механическим и электрическим воздействиям. При этом ускоряется протекание химических процессов (окисление), изменяется структура изоляции, снижается механическая прочность, происходит расслоение. Особенно вредные воздействия на изоляцию трансформаторов оказывают увлажнение и загрязнение.
Влага проникает в глубь изоляции, создавая опасность электрического пробоя. Полностью избежать вредных воздействий практически невозможно. В результате изоляция стареет и в ней возникают общие, (равномерно распределенные) и местные (сосредоточенные) дефекты. Даже такое эффективное средство диагностики состояния трансформаторов, как хроматографический анализ растворенных в масле газов, не говоря уже о внешнем осмотре, не позволяет выявить всех возможных дефектов изоляции. Именно этим вызвана необходимость проведения профилактических испытаний с отключением трансформатора.
Рассмотрим основные виды профилактических испытаний изоляции трансформаторов.
Измерение сопротивления изоляции производится с помощью мегаомметра и является одним из наиболее простых и распространенных видов испытаний. Оно может дать представление о среднем состоянии изоляции, при явных повреждениях указать на их наличие, а в некоторых случаях помогает определить место дефекта.

Таблица 5. Объем профилактических испытаний трансформаторов

Таблица 6. Соединение обмоток при измерении характеристик изоляции трансформатора

Для измерения сопротивления изоляции трансформатора используются мегаомметры с напряжением 2,5 к В. Для трансформаторов 220 кВ и более целесообразно применять мегаомметр со стабилизирующей электронной приставкой. Если генератор мегаомметра имеет ручной привод, рукоятку надо вращать с частотой 120 об/мин. К зажиму Л (линия) подключают одну обмотку трансформатора, к зажиму 3 (земля) – все остальные обмотки, соединенные с баком или другим заземленным элементом (табл. 6).

В табл. 6 обозначены: ВН — обмотка высшего, СН — среднего, НН -низшего напряжения. В автотрансформаторах, имеющих общую обмотку ВН и СН и отдельную обмотку НН, соединения производятся как для двухобмоточного трансформатора.

Рисунок 9. Простейшая схема замещения внутренней изоляции трансформатора

Рисунок 10. Зависимость сопротивления изоляции и тока в ней от времени при измерении мегаомметром (R1 и R2 – установившиеся значения при температурах t1 и t2 соответственно)

Если обмотка НН отсутствует, выполняется одно измерение. При профилактических испытаниях измерять сопротивление изоляции по всем перечисленным схемам нет необходимости.
Перед подачей напряжения от мегаомметра рекомендуется сначала раскрутить его генератор до полной скорости и лишь тогда подавать напряжение на трансформатор (это позволит правильно определить коэффициент абсорбции (см. ниже). При этом сначала произойдет быстрый заряд геометрической емкости Сг (рис. 9), определяемой конструкцией изоляции, затем будет плавно заряжаться емкость С, которая вместе с сопротивлением R характеризует наличие увлажнении, загрязнений и тд., и, наконец, протекающий ток установится и будет определяться сопротивлением изоляции постоянному току Ry. Этот установившийся ток называется током утечки. В соответствии с изменением тока будет изменяться и значение сопротивления, измеряемое мегаомметром. Изменение тока и сопротивления показано на рис. 10. Установившееся значение Ry достигается довольно долго. За сопротивление изоляции данной обмотки (или между обмотками) трансформатора принимают значение сопротивления R6 0, измеренное через 60 с после подачи испытательного напряжения. После измерения до проведения других испытаний нужно разрядить обмотку трансформатора. Существенное влияние на результаты измерения оказывает температура. Пересчет сопротивления изоляции R1 измеренного при температуре t1, к температуре t2 производится по формуле

R2=K2R1,

если t2>t1, или

R2=R1/K2,

если t2,t1. Коэффициент К2 определяется по табл. 7.

Однако температурные зависимости для разных трансформаторов так сильно отличаются одна от другой, что на практике не следует пользоваться пересчетом на разность температур более чем ± 5 °С. Нужно стремиться к измерению при той же температуре, что и при приемосдаточных испытаниях на заводе-изготовителе, достигая ее в процессе охлаждения трансформатора после отключения или прогрева.

Нормами ограничены минимальные значения сопротивления изоляции обмоток при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта (табл. 8).

При капитальном ремонте сопротивление изоляции обмоток трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью до 10 000 кВА включительно не должно снизиться более чем на 40 %, для остальных трансформаторов — на 30 %. Более значительное уменьшение свидетельствует об увлажнении или загрязнении изоляции в процессе ремонта. Во всех случаях, в том числе, когда минимально допустимое значение сопротивления изоляции не оговорено, оно не должно уменьшаться по сравнению с предыдущим измерением более чем в 2 раза. При большем уменьшении необходимо выяснить причину этого и принять меры по восстановлению изоляции.

Таблица 7. Зависимость пересчетных коэффициентов от разности температур

Таблица 8. Минимальное сопротивление изоляции обмоток трансформаторов по[2]

Коэффициент абсорбции выражается отношением сопротивления изоляции, измеренного через 60 с после подачи напряжения от мегаомметра, к сопротивлению, измеренному через 15 с, т.е. Каб=R60/R15 (см. рис. 10). Он характеризует степень увлажнения и загрязнения изоляции. Для сухой изоляции этот коэффициент равен 1,5-2, для сильно увлажненной он близок к единице. Коэффициент абсорбции зависит от температуры, приближаясь к единице при 80 °С. Поэтому измерения должны производиться при температуре 10-30 °С. При вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта изоляция считается удовлетворительной, если Kаб >1,3.
Измерение емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора производится для схем, указанных в табл. 6. Понятие tg d было определено в § 4 (см. рис. 4). Иногда требуется определить емкость и tg d “по зонам”, т.е. выделить определенную зону. В этом случае помимо двух основных используется третий зажим измерительного моста – “Экран”. Например, если требуется определить емкость или tg d между обмотками ВН и НН двухобмоточного трансформатора, то эти обмотки подсоединяют к измерительным зажимам А и С (см. рис. 5,а), а бак – к зажиму 3. Кроме нормальной схемы моста, применяют так называемую перевернутую схему (рис. 5, б}, в которой испытуемый объект заземлен. В частности, такая схема используется всегда, когда измерение производится между обмоткой и баком.
Измерения по зонам производят для трансформаторов напряжением 110 кВ и более. Схемы присоединения обмоток и подключения моста приведены в табл. 9. В этом случае измерения по схемам, приведенным в табл. 6, не обязательны. Измерения производят на трансформаторе, залитом маслом, через 0,5 – 2 суток после заливки. В трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в этот период следует произвести перемешивание масла путем включения насосов.
Рассмотрим подробнее измерение с помощью моста типа Р5026. Па высоком напряжении (а при испытаниях трансформаторов это имеет место довольно часто) мост используется с внешним образцовым воздушным конденсатором Р5023. Схемы соединений приведены на рис. 11. Они полностью соответствуют схемам на рис. 5. Обозначения зажимов на схемах приняты согласно маркировке моста и образцового конденсатора. Зажим Сх на рис. 11 соответствует точке А на рис. 5, зажим ВП конденсатора – точке С.

При измерениях емкости и tg d соблюдают правила, предусмотренные для испытаний электрооборудования повышенным напряжением, тем более, что аппаратура, необходимая для измерения, располагается в непосредственной близости от объекта.

Таблица 9. Присоединение обмоток при измерении характеристик изоляции трансформатора по зонам

Особое внимание требуется при измерении по перевернутой схеме, когда значительное число элементе моста находится под напряжением. Корпус моста установлен вне ограждения, но его задняя стенка должна быть расположена на уровне ограждения, а высоковольтный ввод с подходящим к нему экранировании соединительным кабелем — в огражденной зоне. В ней же находится испытательный трансформатор Т и образцовый конденсатор Р5023.

Рисунок 11. Включение моста переменного тока Р5026 при измерении емкости и tg d внешним конденсатором Р5023: а – по прямой схеме; б – по перевернутой схеме

рис. 12. Питание испытательного трансформатора при измерении емкости и tg d

Привод, идущий от испытательного трансформатора к образцовому конденсатору, а также соединительные кабели моста, находящиеся под высоким напряжением, не должны касаться заземленных предметов и быть удалены от них не менее чем на 100-150 мм. Их можно крепить на изоляторах или бакелитовых трубках длиной не менее 200-250 мм.
При измерениях по любой схеме устройства отключения испытательного трансформатора (кнопка, переключатель и т.д.) должны быть под рукой у оператора. Трансформатор Т и его регулирующее устройство можно приближать к мосту, но не менее чем на 0,5 м. При этом нужно убедиться, что они не оказывают недопустимых электромагнитных влияний. Корпус моста, корпус и один вывод вторичной обмотки трансформатора Т, корпус регулировочного устройства обязательно заземляют.
Испытательный трансформатор должен давать напряжение 6, 10 кВ и более и иметь мощность S = U2wCx (Сх выражено в фарадах, w = 314 при 50 Гц). Этому условию удовлетворяют трансформаторы напряжения НОМ-10, НОМ-6 и др. Для повышения мощности можно включить параллельно два одинаковых трансформатора. На низковольтные обмотки этих трансформаторов подается напряжение 100 В (или 173 В) от регулировочного устройства, в качестве которого могут быть приняты ЛАТР-1М, РНО-250-2 (при мощности до 2 кВА), РНО-250-5, РНО-250-10. Схема включения приведена на рис. 12. Выключателем S1 подают напряжение, переключателем S2 изменяют полярность подключения, если это требуется.

Емкость изоляции в испытуемой зоне определяется по формуле

Cx=k0C0/R3

а тангенс угла диэлектрических потерь
tgdx= k2*C4,

где коэффициенты k1 и k2 определяются положением ручек магазина сопротивления моста.

Измеренная таким образом емкость изоляции обмоток трансформатора не нормируется и, вообще говоря, не является показателем состояния изоляции. Если емкость существенно отличается от значений, полученных при прошлых испытаниях, это говорит, как правило, об ошибке в схеме испытаний или при измерениях. Предельные значения tg d приведены в табл. 10.
В эксплуатации tg d измеряется у силовых трансформаторов 110 кВ и выше, а при меньшем напряжении — если мощность не менее 31500 кВА. При этом его значение не нормируется, но должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции, в частности при расчетном определении ее влагосодержания. Сравнение значений tg d с заводскими (паспортными) или другим данными должно производиться строго при одной и той же температуре. Если измерения проведены при разной температуре, то результаты пересчитывают. Как и в случае пересчета R60, если температура t2 на которую нужно пересчитать tg d, больше той (t1), при которой выполнены измерения, то:

tgd2= К1 tgd1,
если же t2 <t1, то tgd2= tgd1/К1,

где К1 — коэффициент, зависящий от разности температур (согласно табл.7).

Характеристики изоляции (это относится к измерению R60 и tg d) измеряют при температуре изоляции не ниже 10 °С, если иное не указано в паспорте трансформатора. При установившейся или медленно падающей температуре за температуру изоляции принимают температуру верхних слоев масла. При других условиях температуру измеряя методом сопротивления по постоянному току.
Тангенс угла диэлектрических потерь, хотя и позволяет оценивать загрязнение и увлажнение твердой изоляции и масла, может привести к неправильным выводам. В практике, например, имеют место случаи, когда при капитальном ремонте изоляция трансформатора сушится и удовлетворительно, но за счет заливки почти идеально “сухого” и и чистого масла общий tg d (а также сопротивление изоляции и коэффициент абсорбции) доводится до удовлетворительного значения. Такие трансформаторы в эксплуатации имеют пониженную надежность. Поэтому косвенная оценка влагосодержания твердой изоляции трансформатора по значению, например, tg d, не может быть признана достаточной.

После изготовления твердая изоляция (картон) трансформатора имеет малое влагосодержание (W < 1 %). Нормами лимитируется влагосодержание твердой изоляции после капитального ремонта. Так, для трансформаторов с высшим напряжением 110—220 кВ сушка не требуется, если влагосодержание твердой изоляции не превышает 3 %, а для 330—500 кВ — 1,5 %. В процессе эксплуатации влагосодержание может увеличиваться в 1,5-2 раза. Для крупных трансформаторов эта величина указана в заводской документации.
При увеличении влагосодержания происходит повреждение твердой изоляции вследствие появления в ней частичных разрядов. Может возникнуть ползущий разряд и, в конечном счете, пробой изоляции.
Внешний вид изоляции не связан с ее влагосодержанием. Молекулы бумаги в процессе старения полимеризуются, т.е. укрупняются. Бумага становится хрупкой, ломкой, и ее можно принять за тщательно высушенную. На самом же деле она может иметь очень высокое влагосодержание.
Наиболее надежным средством определения влагосодержания является прямое его измерение в лаборатории. Для этого из трансформатора отбирают образцы общей массой до 100—200 г. Используют специальные образцы, расположенные под соответствующим люком на крышке трансформатора, или вырезанные куски картона (от экрана на боковом ярме или другой части по согласованию с заводом-изготовителем). Образцы не должны долго находиться вне масла. Взятые образцы должны быть немедленно помещены в заранее приготовленную банку, залиты маслом из того же трансформатора и плотно закрыты. Как видно, этот способ определения влагосодержания твердой изоляции связан с необходимостью разгерметизации трансформатора. Поэтому он используется большей частью при монтаже, капитальном ремонте или для выяснения причин происшедшей аварии.
ВНИИЭ и ПО “Запорожтрансформатор” провели исследования маслобарьерной изоляции, позволившие получить зависимость между tg d изоляции обмоток трансформатора, tg dм масла и влагосодержанием твердой изоляции W [7]. На основании полученных зависимостей можно определить предельно допустимый tg d диэлектрических потерь, соответствующий указанным выше допустимым значениям влагосодержания твердой изоляции при капитальном ремонте при разных характеристиках масла (табл.11).
Если проверяется tg d изоляции при 60 °С, следует воспользоваться данными трансформаторного масла для 70 °С (tg dм 70), а при температуре изоляции 30 ° С использовать tg d при температуре, отличной от 30 или 60 ° С, следует пересчитать на ближайшую из этих температур по коэффициенту К1, как было описано выше.

Таблица 10. Предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора

Можно решить и обратную задачу – определить влагосодержание твердой изоляции по измеренным значениям tgd изоляции и масла. На рис. 13, а приведена номограмма* зависимостей для трансформаторов 110—220 кВ для случая, когда tg d изоляции обмоток измерялся при 30 °С (или приведен к этой температуре), а tg dм масла – при 20 °С. На рис. 13 б – г изображены номограммы для других случаев.

Таблица11. Допустимые значения tg d изоляции обмоток трансформаторов при капитальном ремонте

* Допустимые значения tg d масла по табл. 1

Рассмотрим пользование номограммами на приме трансформатора 110 кВ 60 МВА. При испытаниях получено: tg dм = 0,1 при 20 °С. Пересчитаем tg d изоляции обмоток на 30 °С Dt =42 – 30 = 12 °С, из табл.5 K1 =К’1, К”1= 1,31*1,06 =1,39; tg d30 = tg d42/K1 = 0,7/1,39 = 0,51. На рис. 13а откладываем соответствующую точку Y. Соединяем прямой линией точки Х (tg dм =0,1) и Y. Продолжаем эту линию до пересечения с осью W в точке Z. По шкале определяем: W = 3,05. Следовательно, трансформатор может эксплуатироваться, но при капитальном ремонте, очевидно, потребуется сушка изоляции, и к этому надо готовиться заблаговременно. Естественно, определенное по номограмме значение влагосодержания твердой изоляции должно рассматриваться как ориентировочное.
* Номограммы составлены по результатам предварительных исследований

Увлажненность изоляции можно оценивать по отношению С2/С50 (отношение емкости при частоте 2 Гц к емкости при частоте 50 Гц, измеряемое прибором типа ПКВ), или DС/С (отношение изменения емкости за определенный промежуток времени к измеренному значению, которое может быть измерено прибором ПКВ-8 и др). Отношение DС/С используется, главным образом, для контроля сушки трансформатора.
Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением производится приложением напряжения промышленной частоты 50 Гц в течение 1 мин. При вводе в эксплуатацию масляных трансформаторов и при капитальном ремонте без смены обмоток испытания не обязательны. Значения испытательного напряжения при вводе в эксплуатацию при ведены ниже:

Рисунок 13. Номограмма для ориентировочной оценки влагосодержания твердой изоляции трансформаторов класса напряжения 110-500 кВ в зависимости от tg d изоляции обмоток и tg dм масла:

а – U=110 -220 кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;
б – U= 110-220 кВ, tg d при 60°С, tg dм при 70 °С;
в – U=330 – 500 кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;
г – U=330-500кВ, tgd при 60°С, tg dм при 70 °С

Для трансформаторов класса напряжения 35 кВ в знаменателе указано испытательное напряжение в эксплуатации. Для 150 и 220 кВ испытательное напряжение зависит от исполнения трансформатора.
Для испытания изоляции повышенным напряжением используются специальные трансформаторы. Испытания выполняются специально подготовленными и допущенными к этому виду работ бригадами. Перед испытанием вводы трансформаторов должны быть очищены и протерты. Необходимо проверить расстояния между заземленными и токоведущими частями. Особое внимание необходимо уделить проверке расстояний между ножами и губками разъединителей, чтобы не допустить перекрытия на другие участки электроустановки.
Изоляция считается выдержавшей испытания, если не обнаружено колебаний стрелки миллиамперметра (указывающей на наличие частичных разрядов), резкого возрастания тока, характерного потрескивания и разрядов, указывающих на начало пробоя изоляции, или если не произошел пробой изоляции, при котором показания возрастают до значения, определяемого имеющимся в схеме резистором, а показания вольтметра снижаются. Испытания изоляции повышенным напряжением позволяют выявить скрытые дефекты изготовления обмотки или сборки трансформатора, которые не обнаруживаются другими методами.

Страница 5 из 13

5. ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

В последнее десятилетие для диагностики состояния трансформатора получил широкое распространение и показал удовлетворительные результаты хроматографический анализ растворенных в масле газов. От электротехнического персонала и электромонтеров требуется правильно отобрать пробу масла и доставить ее в лабораторию, а после выполнения анализа правильно истолковать его результаты и принять решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Рисунок 7. Отбор пробы масла в шприц

Анализ выполняется на хроматографе, как правило, специально подготовленными работниками химической службы.
Существует несколько способов выделения газов из масла, каждому из которых соответствуют свои способы отбора пробы масла. Рассмотрим два наиболее распространенных способа.
Отбор пробы масла в стеклянные шприцы применяется в случае выделения растворенных в масле газов с помощью вакуума. Отбор проб производится в медицинские шприцы объемом 5 или 10 мл. Предварительно шприц проверяют на герметичность. Для этого оттягивают поршень до предела и затем конец иглы шприца вводят в резиновую пробку, не протыкая ее насквозь. Надавливают на шток, перемещая поршень примерно на половину его входа. В таком состоянии шприц вместе с пробкой опускают в воду. Отсутствие пузырьков выделяемого воздуха свидетельствует о достаточной герметичности.
Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений. При отборе нужно слить некоторое количество масла, застоявшегося в патрубке, промыть маслом шприц и маслоотборное приспособление. Лучше всего пользоваться схемой, рекомендованной методическими указаниями [3]. Тройник 5 (рис. 7) с резиновой пробкой 7 с помощью резиновой трубки 2 и переходника соединяют с патрубком 1 трансформатора, а трубкой 3 — с трехходовым или иным краном 4. Вся система должна быть герметичной. Длина трубки 2 выбирается такой, чтобы было удобно оперировать с тройником 5 и шприцем 6. Открывают вентиль на трансформаторе. Открывают кран 4 и сливают 1—2 л масла. Закрывают кран 4, вводят иглу шприца в тройник 5, протыкая насквозь пробку 7. Заполняют шприц маслом. Под избыточным давлением масла поршень шприца должен перемещаться свободно. Открывают (не полностью) кран 4. Для промывки шприца нажимают на его поршень и выдавливают из него масло. Операцию повторяют 2 раза. Затем, набрав масло в шприц, вынимают его из тройника и вводят конец иглы в заранее подготовленную резиновую пробку (как при проверке герметичности шприца). Закрывают вентиль на трансформаторе и отсоединяют систему отбора. Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную (лучше деревянную) тару с гнездами для шприцев, маркируют пробу и отправляют в лабораторию.

Рисунок 8. Схема маслоотборного устройства

При маркировке пробы следует фиксировать объект (электростанция или подстанция), местную маркировку трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора пробы и кем выполнен отбор. Часто на шприце ставят краткое условное обозначение, которое расшифровывается в журнале.

Отбор пробы масла в маслоотборник производится при так называемом частичном выделении растворенных в масле газов. Точность результатов анализа здесь значительно выше, чем в предыдущем случае, однако требуемый объем масла велик (несколько литров), что усложняет отбор и транспортировку пробы. Обычно пользуются маслоотборником вместимостью 2,5-3 л, схема которого приведена на рис. 8, В нормальном положении поршень 1 опущен на дно, барботер* 2 с датчиком температуры 3 и закрытым вентилем 4 ввернут в отверстие 5. Вентиль б закрыт. Отверстие 7 в дне маслоотборника закрыто заглушкой 8.
* Приспособление, используемое при выделении из масла растворенных газов

Пробы масла отбирают из патрубка 9, расположенного в поддоне трансформатора и нормально закрытого пробкой. К патрубку присоединяется резиновая трубка диаметром 5-8 мм, имеющая на конце штуцер с накидной гайкой 10. Сливают 1,5—2 л масла. Штуцер 10 переворачивают накидной гайкой вверх (как показано на рис. 8) и регулируют расход масла (примерно 1 мл/с). При таком расходе масло заполняет накидную гайку и медленно стекает по ее краям.
Из маслоотборника вывертывают барботер 2-4 и, нажимая штоком 11 на хвостовик поршня, переводят поршень вверх. Шток вводят через отверстие 7. Переворачивают маслоотборник кверху дном и навертывают накидную гайку 10 на отверстие 5 настолько, чтобы масло перестало подтекать из штуцера. Происходит заполнение маслоотборника. Расход масла при этом должен быть примерно 0,5 л/мин. Когда из отверстия 7 показывается хвостовик поршня 72, следует завернуть на место заглушку 8.

Прекратив подачу масла, но не отсоединяя шланг 9-10 переворачивают маслоотборник дном вниз. Отвернув штуцер 10 и убедившись, что масло полностью заполняет патрубок 5, ввертывают на место барботер 2 с закрытым вентилем 4. Маслоотборник, заполненный маслом, доставляют в лабораторию для анализа.
Во всех случаях главное требование при отборе и доставке пробы масла в лабораторию – обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла. Время хранения пробы до проведения анализа должно быть минимальным (не более суток).
Проведя анализ, лаборатория выдает результаты и, как правило, указывает на отклонение от нормы содержания тех или иных растворенных газов. Однако решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора принимает электротехническая служба.
При анализе определяют содержание углекислого газа СО₂, окиси углерода СО, водорода Н₂ и углеводородов – метана СН₄, ацетилена С₂Н₂, этилена С₂Н₄, этана С₂Н₆, а также кислорода О₂ и азота N₂. Однако чаще производится анализ не по всем перечисленным газам, а по части из них, например углекислому газу, ацетилену и этилену. Естественно, чем меньшая номенклатура газов учитывается, тем меньше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение трансформатора.
В настоящее время с помощью хроматографического анализа можно определить две группы повреждений силовых трансформаторов:
1) дефекты твердой изоляции (перегревы и ускоренное старение твердой электрической изоляции, частичные разряды в бумажно-масляной изоляции), 2) перегревы металла и частичные разряды в масле (дефекты токоведущих частей, особенно контактных соединений, магнитопровода и конструкционных частей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров и др.).
Для дефектов первой группы характерно выделение углекислого газа и окиси углерода. Для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла в качестве критерия оценки состояния используется концентрация углекислого газа. Установлено, что опасные дефекты первой группы имеют место при концентрациях СО2, превышающих указанные в табл. 3.
О критериях оценки состояния трансформаторов с пленочной защитой масла будет сказано ниже.
Для второй группы дефектов характерно выделение этилена или ацетилена. Могут присутствовать оба этих газа одновременно, а также сопутствующие газы метан и водород. Опасные концентрации приведены в табл.3.
Как следует подходить к решению вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора? Наибольшую опасность представляют те повреждения первой группы, которые связаны с повреждением твердой изоляции обмоток или отводов. Достаточно какого-либо дополнительного действия, чтобы трансформатор получил повреждение.
Возникающие даже при не очень близком КЗ механические воздействия могут привести к повреждению изоляции в месте возникшего дефекта, образованию дуги и аварийному отключению. Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь.

Чтобы более правильно решить вопрос о степени срочности вывода трансформатора в ремонт, нужно учитывать ряд дополнительных обстоятельств. Углекислый газ может образоваться и по причинам, не связанным с изоляцией обмоток или отводов. К такому эффекту может привести умеренно повышенный нагрев большой площади металла или сильное старение масла, а также частые перегрузки, перевозбуждения, отказы системы охлаждения. В эксплуатации имели место ошибочные подключения баллона с углекислым газом вместо азота к системе азотной защиты. В этих случаях следует учитывать данные электрических испытаний и химического анализа масла (см. § 4), также рекомендации завода-изготовителя, связанные с конструктивными особенностями и данными о повреждаемости данного типа трансформаторов. Можно провести сравнительный анализ на содержание углекислого газа в трансформаторе того же типа, работающего то же самое время в тех же условиях в аналогичном режиме.

Таблица 3. Предельные концентрации растворенных в масле газов для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла

При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции имеет черно-коричневый цвет и отчетливо выделяется на фоне остальной части изоляции. На ней могут быть видны ветвистые побеги, представляющие собой следы разряда.
Дефекты второй группы наиболее опасны в том случае, если они расположены в непосредственной близости от твердой изоляции, также при неисправности токоведущих соединений. Если повреждение затронуло твердую изоляцию, это может быть установлено по росту концентрации углекислого газа, особенно при сравнении с данными анализа для соседнего такого же трансформатора. Опасная неисправность токоведущих частей определяется измерением электрического сопротивления обмоток постоянному току.
Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь, как и при повреждениях первой группы. В общем случае повышенное содержание этилена и ацетилена при нормальном содержании углекислого газа указывает на перегревы конструкционных частей или магнитопровода. В этом случае капитальный ремонт следует провести в ближайшие 6 мес. Естественно, при решении вопроса о выводе в ремонт нужно учитывать возможность появления газов по иным причинам, не связанным с дефектом самого трансформатора, повреждение двигателей электронасосов системы охлаждения, проникновение газов из контактора устройства РПН и др.
При выводе в ремонт трансформаторов с повреждениями второй группы в месте повреждения находят вязкие или твердые продукты разложения масла черного цвета.
При вводе в работу трансформатора после капитального ремонта хроматографический анализ в течение первого месяца может показать наличие ранее обнаруженных газов. Если дефекты при ремонте были устранены, то концентрация характерных газов (кроме углекислого) в дальнейшем уменьшается, а углекислого газа — не изменяется. Увеличение концентрации свидетельствует о том, что дефект при ремонте не был устранен.
Для трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, а также для других трансформаторов, в которых на основании анализа предполагалось повреждение твердой изоляции, но оно не было выявлено при капитальном ремонте, проводится расширенный анализ растворенных и масле газов. Оценка степени опасности предполагаемого повреждения производится по отношениям концентрации газов в соответствии с данными табл. 4.
Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоляции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предположить его наличие можно в том случае, если на него указывают не менее двух отношений в приведенной таблице. Эксплуатация таких трансформаторов допускается только с согласия завода-изготовителя.
Если обнаружены частичные разряды в масле, нужно убедиться, что возникший дефект не затрагивает твердую изоляцию. Для этого хроматографический анализ растворенных в масле газов следует повторять через каждые две недели. Если в течение 3 месяцев отношения не изменяются, то твердая изоляция не затронута.
Дополнительным подтверждением повреждений, выявленных по указанным отношениям, является скорость изменения концентрации газов. Свидетельством наличия опасного дефекта является увеличение концентрации ацетилена при частичных разрядах в масле на 0,004 -0,01 % в месяц и более, при частичных разрядах в твердой изоляции 0,02—0,03 % в месяц. Для перегревов (последняя колонка таблицы) характерно снижение скорости нарастания концентрации газов в первую очередь метана и ацетилена, при этом рекомендуется провести дегазацию масла в баке трансформатора с последующим отбором проб 1 раз в 2 недели.
В общем случае периодичность отбора проб для хроматографического анализа растворенных в масле газов – 1 раз в 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ дополнительно производится отбор пробы через 2 недели после включения.
Благодаря высокой эффективности диагностики состояния трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов в ряде энергосистем (на Украине, в Мосэнерго и др.) уменьшен объем работ по традиционным измерениям характеристик изоляции трансформаторов, требующим их отключения.

Таблица 4. Опасные отношения концентраций растворенных в масле газов в трансформаторах с пленочной защитой масла

Страница 4 из 13

4. ИСПЫТАНИЕ И ХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

Многие повреждения или отклонения от нормального состояния вообще никак не проявляются при внешнем осмотре трансформаторов. Особенно это относится к начинающимся внутренним повреждениям. Значительная часть внутренних повреждений может быть определена проверкой состояния трансформаторного масла. Такие внутренние повреждения, как местные перегревы, частичные разряды (в масле или твердой изоляции), незначительное искрение в контактных соединениях и т.п., так или иначе сказываются на свойствах трансформаторного масла. Изменение его характеристик происходит также при увлажнении, загрязнении, попадании воздуха или другого газа и, наконец, в результате естественного старения как самого масла, так и твердой изоляции. Испытание и химический анализ трансформаторного масла являются старейшими и наиболее распространенными способами проверки состояния трансформаторов.
Трансформаторное масло выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды, а для устройств РПН также дугогасящей среды. Свежее трансформаторное масло светло-желтого цвета и имеет высокие физико-химические и диэлектрические свойства. Старение масла в эксплуатации связано с его окислением. При соблюдении всех правил монтажа трансформатора и заливки масла [5] на первом этапе процесс окисления происходит медленно. Изменения в масле обычными методами почти не обнаруживаются, но стабильность масла постепенно снижается. На втором этапе масло приобретает коричневый цвет, становится мутным, увеличивается кислотное число и зольность, появляются низкомолекулярные кислоты, которые оказывают вредное воздействие как на бумажную изоляцию, так и на металлы. Появляются осадки, которые могут ухудшить условия охлаждения обмоток.
Помимо внутренних, так сказать “естественных”, причин старения масла (высокая температура, изоляционный лак, остаточная влага в масле и бумажной изоляции, медь и другие материалы, с которыми соприкасается масло), сказываются и внешние причины – недостаточная очистка трансформатора при смене масла, попадание воды, неисправность контактов, наличие короткозамкнутых контуров и других причин местных перегревов и т.д. Так, при попадании воды снижается пробивная прочность масла. В общем случае вязкость и температура вспышки масла в эксплуатации увеличиваются за счет испарения легких фракций масла. Но при наличии местных перегревов за счет разложения масла при высокой температуре без доступа воздуха температура вспышки может понизиться.
Предельно допустимые показатели физико-химических и диэлектрических свойств как вновь заливаемого, так и эксплуатируемого трансформаторного масла ограничены нормами [2] и приведены в табл. 1. Естественно, требования к маслу, находящемуся в эксплуатации, ниже, чем ко вновь заливаемому. К некоторым сортам масла, а также к маслу в некоторых типах трансформаторов требования могут отличаться от указанных в табл. 1, что должно быть оговорено в соответствующих технических условиях или инструкции завода-изготовителя.
Указанные во второй колонке табл.1 номинальные напряжения Uном относятся к обмотке высшего напряжения трансформатора, если проба масла берется из бака трансформатора или масло предназначено для заливки в бак. Для масла высоковольтных вводов принимается номинальное напряжение ввода. Для контактора устройства РПН номинальное напряжение определяется местом его установки. Если устройство установлено “в линии” (в автотрансформаторах на стороне среднего напряжения), то принимается номинальное напряжение данной обмотки, если в нейтрали – 35 кВ (для трансформаторов 110 кВ и более) или 10 кВ.
По [2] в трансформаторах напряжением до 35 кВ во всех случаях масло испытывается по п.п. 1-5 табл. 1 (так называемый сокращенный анализ). Это относится и к пробам, отбираемым при эксплуатации, и к заливаемому маслу, и к маслу транспортируемых трансформаторов. В трансформаторах напряжением 110 кВ и более проверка производится по п.п. 1-6 табл. 1, а оборудованных азотной или пленочной защитами — по пп.1-7,9.
Свежее масло, заливаемое во все виды маслонаполненных вводов, а также эксплуатационное масло негерметичных вводов испытывается по п.п. 1-5 табл. 1. Испытание по п. 6 производится только для вводов напряжением 220 кВ и более, а также для вводов меньшего напряжения, если повышен tg 5 основной изоляции или ее последних слоев. Масло герметичных вводов в эксплуатации испытывается (по п.п. 1-6) лишь в случае повышения tg d основной изоляции или ее последних слоев и при повышении давления масла во вводе выше нормы.
Масло из контакторов устройств РПН испытывается по п.п. 1, 2, 5 табл. 1. Если избиратель устройства РПН расположен в отдельном баке, его масло также подлежит испытанию. При этом, если бак избирателя соединен трубкой с баком трансформатора, масло подвергается тем же испытаниям, что и из основного бака трансформатора. При полностью изолированном баке избирателя достаточно испытаний по п.п. 1,2,5.

Таблица 1. Предельные значения показателей качества трансформаторного масла по нормам [2]

Примечание. В п. 1 в скобках указано пробивное напряжение при испытании в маслопробойном аппарате со сферическими электродами [9]; указанные в скобках данные в п. 7 могут уточняться.

Отбор проб масла в эксплуатации из баков трансформаторов напряжением 330 кВ и выше, а также блочных трансформаторов мощностью 180 МВА и более любого напряжения производится не реже 1 раза в год. Для остальных трансформаторов масло проверяется не реже 1 раза в 3 года. Масло негерметичных вводов напряжением 500 кВ проверяется в первые 2 года эксплуатации не реже 2 раз в год, в дальнейшем -1 раз в 2 года; при напряжении 110-330 кВ – 1 раз в год в течение первых двух лет, в дальнейшем – 1 раз в 3 года. Масло из герметичных вводов в общем случае не проверяется.
Пробы масла из контакторов устройств РПН должны отбираться не реже 1 раза в год. Однако если переключения производятся достаточно часто, то отбор проб производится через меньшие интервалы времени Обычно число переключении между отборами проб должно составлять не более 5000, если иное не указано в инструкции завода-изготовителя. При снижении пробивного напряжения или обнаружении воды масло в контакторе подлежит замене. Для многих устройств РПН инструкции заводов-изготовителей требуют заменять масло в контакторе через 5 лет или 25 тыс. переключении независимо от его состояния.
В зависимости от конкретных условий пробы масла как из бака трансформатора, так и из контакторов устройств РПН могут отбираться чаще чем это предусмотрено нормами. Некоторые такие случаи будут рассмотрены в последующих параграфах.
Для того чтобы результаты испытания или анализа масла были достоверными, отбор проб должен производиться аккуратно, с тем, чтобы не допустить увлажнения, загрязнения масла и возникновения помех. Нужно очистить пробку или кран от грязи и пыли, слить в постороннюю емкость некоторое количество масла (с тем, чтобы промыть отверстие крана и быть уверенным, что в пробу попало масло из интересующей емкости, а не из маслосливной трубки), затем набирать пробу. Пробу берут в банку вместимостью не менее 0,5 л с притертой пробкой после двукратного споласкивания маслом, предназначенным для испытаний. Следует помнить, что при резком изменении температуры банок на них может конденсироваться влага, поэтому открывать банки следует после того, как они приняли температуру среды. Это относится как к пустым, так и к заполненным банкам. В частности, поступившая на испытания проба масла должна постоять в помещении лаборатории летом 2-3 ч, зимой 8-12 ч.
Одной из основных характеристик масла является электрическая прочность, или пробивное напряжение. В СССР испытание производится в стандартном разряднике, представляющем собой два плоских или сферических электрода диаметром 25 мм, расположенных взаимно параллельно в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Исследования, выполненные ПО “Союзтехэнерго”, показали, что для трансформаторного масла с пробивным напряжением выше 50 к В значение пробивного напряжения, определенное в аппарате со сферическими электродами, выше, чем значение, определенное в аппарате с плоскими электродами, в среднем на 6 кВ, а для масла с пробивным напряжением менее 50 кВ оно ниже в среднем на 5 кВ. Поэтому допустимые значения пробивного напряжения масла в трансформаторах класса напряжения 330 кВ и более разные для случаев использования плоских и сферических электродов. В табл. 1 допустимые значения для сферических электродов приведены в скобках [9].

Рисунок 3. Принципиальная схема установки для определения электрической прочности трансформаторного масла: ТР – трансформатор регулирующий; Т – трансформатор повышающий; R -резистор токоограничивающий; F – стандартный разрядник

Для определения пробивного напряжения можно использовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 и др. Принципиальная схема установки для определения электрической прочности масла приведена на рис. 3. Вольтметр, как правило, включается на стороне низшего напряжения, а градуируется с учетом коэффициента трансформации испытательного трансформатора, т.е. показывает испытательное напряжение. Плавно поднимая напряжение и непрерывно наблюдая за показанием киловольтметра, фиксируют напряжение, при котором происходит пробой масла. Перед испытанием ванночку и электроды ополаскивают испытуемым маслом. Испытание проводится 5-6 раз с интервалом 1-10 мин в зависимости от типа аппарата. За пробивное напряжение принимают среднее из шести (n=6) значений

Uпр=(U1 U2 … Un)/n.

Если один пробой (обычно первый) резко отличается от других, его значение отбрасывается и определяется среднее значение пяти (n=5) остальных пробоев [5, 6].
Снижение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о загрязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое развивающееся в трансформаторе повреждение рано или поздно приводит к снижению пробивного напряжения масла, и в этом смысле его можно считать комплексной характеристикой состояния масла.

Другим показателем, характеризующим свойства трансформаторного масла как диэлектрика, является тангенс угла диэлектрических потерь или tg d. Если к идеальному диэлектрику приложить переменное напряжение U (рис. 4), то через него будет протекать емкостный ток Ic. В реальном диэлектрике ток содержит также активную составляющую Iа, определяющую мощность, рассеиваемую в диэлектрике. Эта мощность называется диэлектрическими потерями. Суммарный ток I в реальном диэлектрике, в том числе и в масле, оказывается сдвинутым от напряжения не на 90°, а на меньший угол, равный 90° – d. Чем хуже диэлектрик (или соответственно чем хуже качество масла), тем больше в нем потери, тем больше активная составляющая тока Iа и тем больше угол d. Диэлектрические потери принято характеризовать тангенсом этого угла (tgd).

рис. 4. Векторная диаграмма напряжения и тока в диэлектрике

Поскольку потери Р =UI cos (90° -d) = UIa = UIc tg d, то tg d = Iа/Iс или в процентах tg d = (Ia/Ic) 100%.

Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации – степень загрязнения и старения масла. Повышенные диэлектрические потери масла приводят к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом. При повышении tgd масла сверх нормируемого предела нужно принять меры к его снижению или заменить масло.
Для определения tg d масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с помощью моста переменного тока типов Р525, Р5026 и др. по так называемой прямой схеме. Прямая схема используется в том случае, когда ни один электрод (полюс) испытуемого объекта не связан с землей. Если один из полюсов (обычно это корпус или бак) заземлен, применяется так называемая перевернутая схема (см. § 6). Прямая и перевернутая схемы включения моста приведены на рис. 5. Поскольку напряжение на электродах должно быть 2 кВ (при расстоянии между ними 2 мм), питание моста осуществляется через трансформатор Т. Регулируя R3 и С4, добиваются равновесия моста. Сопротивления моста и эталонного конденсатора моста подобраны так, что tg d= С4. Следовательно, при измерении достаточно произвести отсчет емкости С. Значение R3 при всех измерениях диэлектрических потерь масла практически не меняется.

Рисунок 5. Принципиальная схема моста переменного тока: Т – трансформатор; Сx – испытуемый объект; С0 – образцовый конденсатор; N – нуль-индикатор (гальванометр); R3 -регулируемый резистор моста; С4 – регулируемый конденсатор моста; Э – экран моста

Перед измерением нужно проверить схему моста с присоединенными к нему электродами сосуда на отсутствие потерь. Это делают перед заливкой испытуемого масла в сосуд. Потерь нет, если С4=0. В противном случае следует проверить правильность сборки схемы и чистоту электродов. К сожалению, такая проверка проводится не всегда, что приводит к получению ложных результатов. Каждое измерение целесообразно повторять дважды – при разных положениях переключателя полярности гальванометра и при максимальной его чувствительности.
В настоящее время на некоторые виды трансформаторного масла нормируют tgd при температуре 90 °С, однако в эксплуатационных руководящих материалах tg d нормируется при 20 и 70 °С [2]. Для комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов следует в эксплуатации определять tg d масла при всех трех температурах (20, 70 и 90 °С). В некоторых случаях (например, в жаркие летние дни) трудно обеспечить температуру масла 20 °С. Тогда измерение tg dмt производится при комнатной температуре t, °С, а тангенс угла диэлектрических потерь при 20 °С определяется по формуле

tgdм20=tgdмt/К3

где К3 – коэффициент, зависящий от разности температур, dt=t-20 °С, принимаемый согласно табл. 7 (см. § 6).

Для трансформаторов 500-750 кВ и для мощных блочных трансформаторов 220 кВ значения tg d масла, допустимые в эксплуатации, отличаются от указанных в табл. 1. Например, согласно заводской инструкции для трансформаторов ТНЦ-1000000/500 оно должно быть не более 4% при 90 °С.
Пробивное напряжение и tg d масла определяют в электротехнической лаборатории. Остальные нормируемые величины характеризуют физико-химические свойства, и их определяют в химической лаборатории.
От электротехнического персонала требуется доставить в лабораторию пробу масла и затем правильно оценить результаты анализа. Рассмотрим некоторые из этих показателей.
Цвет масла обычно светло-желтый. В эксплуатации под влиянием нагрева, загрязнении, образующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет свежего масла свидетельствует о неудовлетворительной очистке. Быстрое и сильное потемнение масла указывает на его перегрев или образование угля. Цвет определяют после пропускания пробы через фильтр. Цвет масла служит для ориентировочной оценки его качества.
Механическими примесями называют любые нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Первая группа примесей — это волокна, пыль и другие элементы, попавшие в масло в результате растворения различного вида связующих веществ (красок, лаков и т.д). Они влияют на электрическую прочность масла. Их наличие определяют, просматривая на свет стеклянный сосуд, в который налито масло, после предварительного встряхивания.
При возникновении в масле электрической дуги кроме газов образуется второй вид примесей — твердые обуглившиеся частицы, называемые взвешенным углеродом. Масло, в котором горела дуга. приобретает синеватый оттенок и флуоресцирует. Взвешенный углерод легко удаляется из масла обычной механической очисткой. При очень сильном засорении продуктами горения масло подлежит восстановлению или замене.
Уже отмечалось, что в процессе старения масла образуются нерастворимые осадки — шлам. Некоторые из них сильно гигроскопичны, и их отложения на поверхности изоляции могут вызвать перекрытия. Оседая на обмотке, шламы сильно уменьшают, а иногда и закупоривают масляные каналы, что ухудшает охлаждение и может привести к недопустимым перегревам.
Обычно наличие механических примесей проверяют на просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла. Однако для трансформаторов напряжением более 750 кВ предельное нормируемое количество примесей составляет 5-15 г/т, что требует, конечно, более точных методов контроля. Определенное количество масла пропускается через фильтр, который взвешивается до фильтрования масла и после. Разность масс и дает количество осадков.
Влагосодержание масла в малых концентрациях существенного влияния на его свойства не оказывает, но при превышении нормы вода может оказать губительное действие на трансформатор. Ее наличие свидетельствует либо о потере герметичности (в том числе во вводах, в системе охлаждения и т.д.), либо о чрезвычайно сильном старении масла. Осажденная на дне бака вода сама по себе не снижает электрической прочности масла, но может перейти в растворенное состояние в масле или даже увлажнить твердую изоляцию. Вода может проникнуть в масло из воздуха при изменении объема масла вследствие его попеременного нагрева и охлаждения. Трансформаторы с исправной пленочной защитой масла в расширителе от такой опасности избавлены. Вода может находиться в масле также в виде взвешенных частиц.
Влагосодержание определяется по количеству водорода, выделяемого при взаимодействии масла с гидридом кальция. Строят график отношения времени начала реакции к количеству выделившегося газа в течение 45 мин, из него определяют (по номограмме или формуле) объем выделяющегося водорода, а затем с учетом плотности масла при температуре испытания рассчитывают влагосодержание. Оно выражается в процентах массы (см. табл. 1) или в граммах воды на тонну масла, причем 0,001 %= 10г/т.
Важной характеристикой является температура вспышки масла, чем ниже температура вспышки, тем больше испаряемость.
При испарении масла ухудшается его состав, растет вязкость, образуются взрывоопасные и другие газы. Особенно опасно снижение температуры вспышки масла в устройствах РПН.
Для определения температуры вспышки масло заливают в закрытый сосуд (тигль) и нагревают. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь, которая вспыхивает при определенной температуре при поднесении к ней пламени или от электрической искры.
При разложении масла, сопровождаемом снижением температуры вспышки, выделяются газы. При этом срабатывает газовая защита (на сигнал или на отключение). В ряде случаев по снижению температуры вспышки и по составу газа, скопившегося в газовом реле, можно определить характер повреждений внутри трансформатора.
Кислотным числом масла называют количество едкого кали (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. В крупных трансформаторах допустимое в эксплуатации значение меньше, чем приведенное в табл. 1 (для ТНЦ-1000000/500 – 0,15 мг КОН).
Водорастворимые кислоты и щелочи могут попасть в масло при рафинировании и регенерации (серная кислота и щелочи) или образоваться в эксплуатации в результате окисления (низкомолекулярные кислоты, дающие кислую реакцию водной вытяжки). Наличие низкотемпературных кислот свидетельствует о плохом качестве масла, его быстром разрушении. Эти кислоты агрессивны, могут быть причиной коррозии металла и старения твердой изоляции. Для обнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочей и мыл — 1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеина, которые меняют свой цвет в присутствии контролируемых компонентов. При содержании водо-растворимых кислот и щелочей 0,015 мг КОН и более (в трансформаторах мощностью до 630 МВА – 0,03 мг КОН) нужно произвести регенерацию или замену масла.
Стабильность масла определяется проведением его искусственного старения (окисления) в специальных аппаратах, выражается двумя показателями – процентным содержанием осадка и кислотным числом, определяется лишь для свежего масла.
Натровая проба характеризует степень отмывки масла от посторонних примесей. Этот показатель также используется лишь для свежего масла и в эксплуатации не проверяется.
Температуру застывания проверяют для масла трансформаторов, работающих в северных условиях. Это наибольшая температура, при которой масло застывает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° его уровень в течение 1 мин остается неизменным. Снижение температуры застывания затрудняет работу маслонасосов, устройств РПН и переключателей без возбуждения (ПБВ). Газосодержание масла определяют при проведении работ, связанных с дегазацией и азотированном масла.

Рисунок 6. Прибор для отбора проб газа из газового реле

В принципе суммарное газосодержание масла можно определять с помощью хроматографа, но все действующие нормы ориентированы на измерение абсорбциометром. В стеклянной колбе распылителя создается вакуум. В нее заливают масло и по изменению остаточного давления определяют газосодержание пробы.
Другие показатели масла не нормируются и носят вспомогательный характер. Плотность (удельная масса) наиболее просто определяется с помощью ареометра. Статистическая и динамическая вязкость измеряется соответственно с помощью вискозиметров Энглера и Пинкевича. Содержание серы измеряется, как правило, лишь в процессе отработки технологии производства трансформаторного масла.
Анализ газа из газового реле выполняется на газоанализаторе или на хроматографе (последнее точнее). Для получения правильных результатов нужно правильно отобрать пробу газа. Для этого пользуются прибором (рис. 6), размещаемым в специальном деревянном футляре. Отбор пробы следует производить следующим образом. Уравнительная склянка 2 заполняется 22 %-ным раствором поваренной соли с добавлением 5-6 капель серной кислоты и метилового оранжевого индикатора (вместо этого можно применять водный раствор глицерина 1:1 по объему или трансформаторное масло). Открывают краны 5 пипетки 7, поднимают склянку 2 выше верхнего крана и, когда жидкость, заполнив пипетку, начнет вытекать из резиновой трубки 4, закрывают краны 5 и надевают зажим 3. В пипетке не должно оставаться пузырьков воздуха. Конец трубки 4 надевают на штуцер закрытого крана газового реле, опускают пипетку ниже этого крана, открывают краны 5 пипетки и снимают зажим 3. Уровень жидкости в пипетке не должен опускаться. Если он опускается, то прибор неисправен или трубка 4 неплотно надета на штуцер. Лишь убедившись в отсутствии подсоса воздуха, можно открывать кран газового реле. Отбор газа ведут до тех пор, пока уровень масла в реле не достигнет верхней отметки на смотровом стекле или пока не заполнится пипетка (ее вместимость 500 мл). Затем закрывают кран газового реле, поднимают склянку 2 выше верхнего края пипетки, закрывают краны 5 пипетки. Пипетка с закрытыми кранами доставляется в химическую лабораторию.

Таблица 2. Состав газа в газовом реле при внутренних повреждениях трансформаторов

О наличии или отсутствии повреждений в трансформаторе по результатам анализа газа из газового реле можно судить по данным табл. 2.
Основными примерами первых двух видов повреждений, указанных в табл. 2, связанных с наличием дуги и характеризуемых в первую очередь большим количеством водорода (“горючий” газ из газового реле), является перекрытие в устройстве РПН и межвитковое замыкание. Газовое реле, как правило, работает на отключение, происходит выброс масла через выхлопную трубу или предохранительный клапан. Трансформатор подлежит выводу в ремонт.

Третий вид повреждения – разложение масла – связан с наличием повышенных местных нагревов. Решение о выводе в ремонт трансформатора при наличии этого, а также четвертого вида повреждения принимается в соответствии с инструкцией по эксплуатации и ПТЭ в зависимости от местных условий (см. также “Инструкцию по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газа из газового реле”. М: Союзтехэнерго, 1980. 15с).

Страница 3 из 13

3. КОНТРОЛЬ ЗА ПОКАЗАНИЯМИ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ОСМОТРЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Правила технической эксплуатации устанавливают обязательную периодичность осмотра трансформаторов. При наличии постоянного дежурного персонала осмотры главных трансформаторов электрических станций и подстанций, трансформаторов собственных нужд и реакторов производятся без отключения не реже 1 раза в сутки. Остальные трансформаторы могут осматриваться 1 раз в неделю. Однако показания измерительных приборов, установленных на трансформаторе, могут сниматься и чаще (1 раз в час и даже каждые полчаса), если это необходимо для контроля за режимом нагрузки электростанций или какого-то участка энергосистемы.
Если же постоянного дежурного персонала нет, то трансформатор осматривается выездной бригадой 1 раз в месяц. Контроль за нагрузкой таких трансформаторов осуществляется не реже чем 2 раза в год, в том числе 1 раз в период зимнего максимума.
При периодических осмотрах следует проверять состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также установленных на трансформаторе разрядников, определяя наличие или отсутствие трещин, сколов форфора, загрязнений, течи масла через уплотнения. Необходимо убедиться в целости и исправности измерительных приборов (в том числе в системе охлаждения, азотной защиты и на герметичных вводах), термосигнализаторов и термометров, маслоуказателей, газовых реле, мембраны выхлопной трубы, а также проверить положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях, состояние фланцевых соединений маслопроводов и сварных швов (на отсутствие течи масла).
Сами по себе электроизмерительные приборы, установленные на трансформаторе, еще не позволяют судить о его состоянии.
Однако они помогают своевременно выявить перегрузки по току или по напряжению. Правила технической эксплуатации, соответствующие стандарты и инструкции завода-изготовителя указывают предельно допустимые превышения напряжения и тока над номинальными значениями, а также допустимую длительность их приложения. Например, для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677—65, допускается длительное превышение напряжения сверх номинального на 5 % при номинальной нагрузке. При малой нагрузке (не более 25 % номинальной) можно допустить длительную работу этих трансформаторов с повышением напряжения на 10 %. На сколько же разрешается кратковременное (не более 6 ч в сутки) повышение напряжения при номинальной нагрузке. В стандартах 1975 г. и в ГОСТ 11677-85 допускается длительное превышение напряжения на 10 % сверх номинального напряжения соответствующего ответвления, а для автотрансформаторов с РПН в нейтрали – больше 10 %, если рабочее возбуждение магнитопровода не превосходит 110 % номинального возбуждения. Возбуждение стержня контролируется по напряжению Uнн, ярма – по разности напряжений (Uнн – Uсн).
Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку по току на 5 % сверх номинального, если напряжение не превышает номинального.
Для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-65 и ГОСТ 11677-75, в аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка по току независимо от предшествующего режима и системы охлаждения в следующих пределах:

Перегрузка по току, %. ………………………………….30 45 60 75 100

Допустимая длительность, мин……………………….120 80 45 20 10

Для новых трансформаторов мощностью до 100 МВ*А включительно допустимые систематические и аварийные перегрузки указаны в ГОСТ 14209-85. В нем, в отличие от ранее действовавшего ГОСТ 14209-69, допустимые аварийные перегрузки поставлены в зависимость от предшествовавшей нагрузки и окружающей температуры. Аналогичные усложнения нормы аварийных перегрузок введены в новые инструкции по эксплуатации трансформаторов мощностью более 100 МВ*А. Во многих случаях новые нормы допускают меньшие перегрузки по сравнению со старыми нормами.
При осмотре устройств РПН необходимо обращать внимание на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления, а также на разных фазах устройства. Все элементы приводных механизмов должны находиться в фиксированном положении. Следует проверить уровень масла в баке контактора или в соответствующем отсеке расширителя, уплотнения заглушек и разъемов, в зимнее время – работу обогревателей в приводах и шкафах управления обогревом, внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства.
Если устройство РПН совмещено с высоковольтным вводом (например, 3РНОА-110), проверяется состояние гибких спусков и состояние воздушного промежутка между корпусом контактора и разрядника. Необходимо фиксировать показания счетчика переключении устройства РПН.
При периодическом внешнем осмотре трансформаторов следует осмотреть все имеющиеся на нем контрольные средства, так как они могут свидетельствовать о появлении какой-то неисправности или об опасности ее возникновения. Например, снижение уровня масла в трансформаторе ниже допустимого может свидетельствовать о наличии проточек в баке или системе охлаждения, о нарушении системы дыхания или о том, что в трансформатор было залито недостаточное количество масла. Дальнейшая работа трансформатора со сниженным уровнем масла может привести к срабатыванию газового реле, ускоренному старению масла, ухудшению работы или отказу системы охлаждения, а если изоляция обмоток окажется ниже опустившегося уровня масла, то может произойти ее перекрытие по воздуху, что приведет к замыканию между обмотками и серьезной аварии.
Повышение уровня выше нормы является следствием перелива (т.е. избыточного количества) масла. Если перелив был допущен в холодное время года или суток, то с ростом температуры произойдет дальнейшее повышение уровня. В трансформаторах с азотной защитой при этом образуется масляная пробка в системе дыхания, работа этой системы нарушается и может сработать газовое реле или мембрана выхлопной трубы. В трансформаторах с пленочной защитой, снабженных предохранительными клапанами, сработает один или оба клапана. Если один клапан после такого срабатывания не закроется, произойдет аварийное отключение трансформатора.
При каждом осмотре трансформатора необходимо проверять и записывать температуру масла. Нормами оговаривается предельное значение температуры его верхних слоев. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла не должна превышать 95 ° С при естественном масляном охлаждении (М) или с обдувом вентиляторами (Д), 75 ° С при наличии принудительной циркуляции масла (ДЦ,НДЦ),и 70 °С на входе в маслоохладитель – при водяном охлаждении масла (Ц, НЦ).
Если температура масла превышает допустимую, нужно выяснить причины и принять меры к устранению неисправности. В первую очередь следует проверить исправность системы охлаждения: вентиляторов, масляных электронасосов, воздушных и водяных маслоохладителей. Если в системе охлаждения неисправностей не обнаружено, то повышение температуры масла в большинстве случаев свидетельствует о возникновении внутренних повреждений в трансформаторе: образовании короткозамкнутого контура, увеличении переходного сопротивления в контактных соединениях, уменьшении сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции, попадания в канал постороннего предмета и т.д.
Во всех случаях длительная работа трансформатора с повышенной температурой масла недопустима.
Срабатывание сигнализации об отключении какого-либо одного элемента системы охлаждения, как правило, не требует отключения или ограничения нагрузки трансформатора, поскольку имеется достаточное резервирование. Если резервный элемент не включился автоматически, его следует включить способом, предусмотренным местной инструкцией по эксплуатации. При невозможности восстановления нормальной работы системы охлаждения трансформатора его нагрузка и длительность работы ограничиваются в соответствии с требованиями ПТЭ и заводской инструкции. Для систем охлаждения ДЦ, Ц и особенно для систем НДЦ, НЦ установлены жесткие ограничения длительности работы при отказе охладителей.
Снижение давления масла в высоковольтном вводе в большинстве случаев является следствием нарушения герметичности ввода. Такое повреждение очень опасно. Если манометр неисправен, то повреждение не будет своевременно обнаружено. Поэтому манометры надо регулярно проверять, а поврежденные заменять как можно быстрее.
При внешних осмотрах высоковольтных вводов следует обращать внимание также на отсутствие протечек масла в месте уплотнений зажимных шпилек (в верхней части ввода), на целостность измерительных и заземляющих проводников и надежное их присоединение.
Индикаторный силикагель является простейшим средством определения увлажнения трансформаторного масла. Впитывая в себя влагу, попавшую в масло, он начинает розоветь и в дальнейшем принимает более яркую окраску. При этом целесообразно взять пробу масла для непосредственного измерения его влагосодержания, а также проверить другие свойства, так как изменение цвета индикаторного силикагеля в некоторых случаях может быть вызвано интенсивным старением масла.
Естественно, что при осмотре могут быть определены и другие нарушения нормальной работы трансформатора, как, например, повышенная вибрация трансформатора или его элементов, нарушение внешних контактных соединений (сопровождаемое характерным потрескиванием), нарушение крепления шин, деформация каких-либо элементов, повреждения системы автоматического пожаротушения, дренажной системы и т.д.
Дежурный или оперативно-ремонтный персонал, заметив какое-либо нарушение в работе трансформатора, должен немедленно поставить об этом в известность начальника цеха электростанции, начальника подстанции, района электросети или соответствующей службы предприятия, принять, если это возможно, необходимые меры для устранения неисправности, сделать запись в журнал дефектов или в оперативный журнал.
Если обнаруженные неисправности не могут быть устранены без отключения трансформатора, то решение об оставлении трансформатора в работе или о выводе в ремонт принимается руководством электростанции, предприятия электросетей, службой главного энергетика промышленного предприятия в зависимости от местных условий. При обнаружении внутреннего повреждения (выделение газа и пр.) трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала [1].
На основании внешнего осмотра бывает трудно сделать однозначный вывод о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора или о необходимости его отключения. Если нет показаний, требующих немедленного отключения трансформатора, приступают к выполнению мероприятий второй группы. Например, если трансформатор имеет повышенную вибрацию, определяемую при осмотре по характерному звуку, производят соответствующие измерения. При этом можно определить очаг вибрации. Если очаг не определяется, а вибрирует весь бак, то причина в большинстве случаев заключается в том, что нарушилась жесткая установка трансформатора на катках или фундаменте. Бывает достаточно поправить положение башмака или установить дополнительные прокладки, чтобы, обеспечить снижение вибрации до уровня, допускающего дальнейшую эксплуатацию.
Не отключая трансформатор, можно произвести непосредственный осмотр всей системы охлаждения. Если невозможно восстановить ее работу полностью, то трансформатор может эксплуатироваться с пониженной нагрузкой.
В настоящее время методам проверки состояния трансформаторов под рабочим напряжением уделяется большое внимание. Для вводов 750 и 500 кВ введен непрерывный контроль за изменением комплексной проводимости устройством КИВ-500 (см. § 9). Опыт эксплуатации показал достаточно высокую эффективность подобных устройств. Представляется возможность автоматического контроля за состоянием изоляции высоковольтных вводов с действием на сигнал или на отключение.
Разработаны и применяются в условиях испытательных станций заводов-изготовителей способы измерения частичных разрядов внутри трансформатора, которыми сопровождаются почти все начинающиеся повреждения изоляции. В эксплуатации непосредственное измерение уровня частичных разрядов с целью оценки состояния трансформатора пока не получило широкого распространения из-за сложности измерения, трудности исключения влияния помех и недостаточности накопленного опыта. Большее распространение получили косвенные методы.

Страница 2 из 13

2. СПОСОБЫ ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Проблема контроля состояния трансформаторов возникла сразу, как только появились закрытые масляные трансформаторы. Для того чтобы осмотреть какой-либо внутренний узел, надо было произвести отключение, слить масло, выполнить ревизию и затем снова залить масло. И все это следует выполнять с соблюдением многочисленных правил, иначе перед включением потребуется еще и сушка трансформатора. На заре массовой эксплуатации масляных трансформаторов ремонты со вскрытием предписывалось производить очень часто. Связанные с этим неудобства и трудности заставили искать и развивать такие методы контроля за состоянием трансформатора, которые не требовали бы вскрытия и слива масла. К тому же было замечено, что чем чаще без особой на то нужды трансформатор вскрывается, тем более вероятным становится его повреждение.
В настоящее время в соответствии с решением Главтехуправления Минэнерго СССР № Э-4/81 и инструкциями заводов-изготовителей капитальные ремонты трансформаторов напряжением 110 кВ и выше и мощностью 80 МВ*А и более электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций должны производиться первый раз не позже чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов. Для остальных трансформаторов необходимость капитальных ремонтов определяется по результатам испытаний и их состоянию в течение всего срока службы. Это стало возможным благодаря большим успехам в развитии способов проверки состояния трансформаторов и определения соответствующих показателей, по которым можно судить о работоспособности агрегата, иначе говоря, благодаря достижениям в области диагностики.
Под диагностикой понимается система мероприятий, проводимых с помощью различных технических средств для проверки и оценки состояния трансформаторов. Используются простейшие визуальные, механические, физические, химические и другие способы контроля состояния, а также их комбинации. Например, увлажнение трансформаторного масла может быть определено по изменению цвета индикаторного силикагеля или путем химического анализа. Наличие частичных электрических зарядов в масле или твердой изоляции может быть определено непосредственным измерением с помощью индикатора частичных разрядов либо при хроматографическом анализе растворенных в масле газов. Обычно для практических целей из всех возможных способов контроля того или иного параметра выбирают простейший, и лишь для более тщательной проверки, уточнения места и характера дефекта применяют более сложные способы.
Контроль за состоянием трансформатора носит комплексный характер. Обычно он начинается еще на стадии изготовления. Именно тогда проверяют качество изоляционных и активных материалов, отдельных деталей и узлов, качество сборки. Готовый трансформатор подвергают комплексной проверке на испытательной станции завода-изготовителя, оснащенной всеми необходимыми средствами диагностики. При транспортировке трансформатора осуществляют контроль за его герметичностью, а в некоторых случаях и за воздействием механических усилий. Прибывший трансформатор также требует контроля за его состоянием как при хранении, так и в процессе монтажа в соответствии с руководящими техническими материалами “Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию”. После окончания монтажа перед вводом в эксплуатацию с целью диагностики состояния трансформатор испытывается в объеме, предусмотренном Правилами устройств электроустановок (ПУЭ).
Однако наибольший объем работ по проверке состояния трансформаторов осуществляется в процессе эксплуатации. В дальнейшем мы рассмотрим применяемые в настоящее время способы проверки состояния и особо остановимся на том, как по полученным результатам оценить состояние трансформатора и сделать вывод о возможности его дальнейшей эксплуатации.
Порядок проверки состояния трансформаторов оговорен многими директивными методическими материалами. Наиболее полно эти вопросы освещены в Инструкции по эксплуатации трансформаторов [1] и Нормах испытания электрооборудования [2]. Порядок и периодичность осмотров трансформаторов установлены Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). По некоторым способам диагностики состояния трансформаторов выпущены специальные методические материалы, например “Указания по обнаружению повреждений трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов” [3].
Дня оценки режима работы трансформаторы оборудуют необходимыми контрольно-измерительными приборами. Количество и точки подсоединения электроизмерительных приборов зависят от назначения, мощности, пункта установки трансформатора и других факторов [4]. На стороне каждого напряжения силовых трансформаторов мощностью 1 МВ*А и более устанавливают по одному амперметру, в некоторых случаях можно устанавливать амперметры в каждой фазе. Контроль напряжения обычно осуществляют вольтметрами, установленными на сборных шинах. На отдельно стоящем трансформаторе вольтметр устанавливают только на стороне низкого напряжения либо вообще не устанавливают. На рис. 1,а приведена простейшая схема включения электроизмерительных приборов трансформатора 1 МВ*А, 6/0,4 кВ.
Ваттметры и варметры устанавливают на повышающих трансформаторах электростанций, трансформаторах подстанций 110 кВ и выше. Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливают на стороне высшего (ВН) и среднего напряжения (СН) трехобмоточных трансформаторов и на стороне высшего напряжения двухобмоточных. На оконечных трансформаторах счетчики могут быть установлены на стороне низшего напряжения (НН). На рис. 1.б приведена схема включения электроизмерительных приборов трехобмоточного автотрансформатора 220/110/10 кВ. На стороне ВН включены три амперметра, ваттметр и счетчик активной энергии. Напряжение измеряется тремя вольтметрами, подключенными к трансформатору напряжения шин ВН. Такие же приборы установлены и на стороне СН. На стороне НН установлено по одному вольтметру и амперметру.
В трехобмоточных автотрансформаторах, особенно при подключении к обмотке НН генератора или синхронного компенсатора, когда вся мощность передается в сторону СН или поступает со стороны СН, необходимо контролировать нагрузку общей части обмотки (00 на рис. 1.б) автотрансформатора, которая иногда условно называется обмоткой СН.

Рисунок 1. Схемы включения электроизмерительных приборов: а – к трансформатору 1 МВ*А, 6/0,4 кВ; б – к трехобмоточному автотрансформатору 220/110/10 кВ

При некоторых режимах может иметь место случай, когда ток со стороны СН не превышает номинального, а ток в общей части обмотки будет выше допустимого. Ток измеряется одним специально подключенным амперметром. В однофазных автотрансформаторах амперметр включается через трансформатор тока, установленный на вводе нейтрали одного автотрансформатора группы (рис. 2,а). В трехфазных автотрансформаторах амперметр включается на сумму линейных токов сторон ВН и СН через трансформаторы тока, имеющие одинаковый коэффициент трансформации (рис. 2,б). Можно его включить и через трансформатор тока, установленный на нейтральном проводе одной фазы автотрансформатора, как показано пунктиром на рис.1.б.
Кроме электроизмерительных приборов, на трансформаторе устанавливают и другие контрольные средства. Уровень масла определяется по стрелочному маслоуказателю или масломерному стеклу, располагаемым на торце расширителя. Температура верхних слоев масла может быть проверена по показаниям манометрического сигнализирующего термометра, который снабжается двумя переставными сигнальными контактами. На герметичных маслонаполненных вводах трансформаторов устанавливаются манометры для контроля за давлением масла. Важную информацию о состоянии трансформаторного масла может дать цвет индикаторного силикагеля (поэтому его замена после изменения цвета является необходимой).

Рисунок 2. Схемы включения амперметра для контроля тока в общей части обмотки автотрансформатора: а – на вводе нейтрали однофазного автотрансформатора; б – на сумму линейных токов ВН и СН трехфазного автотрансформатора.

Устройства дутьевого охлаждения трансформаторов (Д, ДЦ, НДЦ) снабжаются устройствами сигнализации о прекращении работы системы охлаждения, о включении резервного охлаждения или резервного источника питания, а при принудительной циркуляции масла (ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ) — сигнализацией о включении и отключении каждого электронасоса, о включении резервного электронасоса взамен вышедшего из строя рабочего, о прекращении работы всех рабочих электронасосов, о включении резервного источника питания. На всех системах охлаждения, имеющих электронасосы, устанавливают манометры для контроля за давлением масла в напорном патрубке. Могут устанавливаться и другие измерительные и индикаторные устройства.
Первую группу мероприятий по диагностике состояния трансформаторов при эксплуатации составляют работы, не требующие прикосновения к работающему трансформатору. Это контроль за показаниями перечисленных средств контроля и измерения, сигнальных устройств и внешние осмотры трансформаторов.
Ко второй группе относятся заботы, не требующие отключения но связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам. Главным здесь является отбор проб масла для проверки электрических свойств и химического анализа или для хроматографического анализа растворенных в масле газов. К этой же группе относится измерение вибрации бака или других частей трансформатора, измерение специальной аппаратурой уровня частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и т.д.
Третья группа включает в себя работы, выполняемые на отключенном трансформаторе. Это – испытания и определение состояния изоляции, обмоток, магнитопровода, высоковольтных вводов, переключающих устройств и вспомогательного оборудования.
В частности, сюда относятся почти все виды профилактических испытаний, осмотр электронасосов, различные виды ревизий и т.д.
И, наконец, к четвертой группе относятся работы на трансформаторе, выведенном в ремонт. Здесь производится более полный анализ состояния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремонта, а также те контрольные операции, что и при изготовлении и монтаже трансформаторов. Однако само решение о необходимости вывода трансформатора в ремонт принимается на основании результатов диагностических операций первых трех групп.
Рассмотрим подробно способы проверки состояния силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, которые применяются в настоящее время в энергосистемах Советского Союза. Начнем рассмотрение с простейших работ, т.е. с операций первой группы.