Нормы испытаний силовых трансформаторов. Испытания трансформаторов

Информационный ресурс энергетики - Испытания трансформаторов и реакторов

Испытания и измерения силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов

Измерения и испытания масляных силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов (в дальнейшем, трансформаторов) в процессе подготовки и монтажа, проведении приемо-сдаточных испытаний производятся в соответствии с требованиями гл.1.8 ПУЭ, РТМ 16.800.723-80, ОАХ.458.000-73 и гл. 6 "Нормы испытания электрооборудования". Измерения и испытания трансформаторов, находящихся в эксплуатации, производится в соответствии с требованиями "Нормы испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей" (приложение 1 ПЭЭП). Измерения и испытания проводятся при капитальном ("К") и текущем ("Т") ремонтах, а также в межремонтный ("М") период (профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт). В зависимости от характеристик и условий транспортировки все трансформаторы подразделяются на следующие группы: 1-я группа. Трансформаторы мощностью до 1000 кВ А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем; 2-я группа. Трансформаторы мощностью от 1600 до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем; 3-я группа. Трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и выше, транспортируемые с маслом без расширителя; 4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые полностью залитыми маслом; 5-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые без масла с автоматической подпиткой азотом; 6-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые частично залитыми маслом без расширителя. По характеристикам и геометрическим размерам все трансформаторы подразделяются на следующие габариты: I габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 5-100 кВ•А; II габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 135 - 500 кВ•А;Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 750 - 5600 кВ•А;IV габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 7500 кВ•А и более и трансформаторы напряжением от 35 до 121 кВ любой мощности; V габарит. Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ любой мощности; VI габарит. Трансформаторы напряжением 500 и 750 кВ любой мощности.

Особенности конструкции трансформатора отражаются в обозначении его типа и систем охлаждения по ГОСТ 11677-85*.

Тип трансформатора

Условное обозначение

Автотрансформатор (для однофазных О, для трехфазных Т) Расщепленная обмотка низшего напряжения Условное обозначение видов охлаждения Защита жидкого диэлектрика с помощью азотной подушки без расширителяИсполнение с литой изоляцией Трехобмоточный трансформатор Трансформатор с РПН Сухой трансформатор с естественным воздушным охлаждением (обычно вторая буква в обозначении типа), либо исполнение для собственных нужд электростанций (обычно последняя буква в обозначении типа) Кабельный ввод Фланцевый ввод (для комплектных трансформаторных подстанций)

А Р (см. табл. ниже) 3 Л Т Н С К Ф

 

Система охлаждения	Условное обозначение
Сухие трансформаторы
Естественное воздушное при открытом исполнении Естественное воздушное при защищенном исполнении Естественное воздушное при герметичном исполнении Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха	С СЗ СГ СД
Масляные трансформаторы
Естественная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла	М Д МЦ НМЦ ДЦ НДЦ Ц НЦ
Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком
Естественное охлаждение с негорючим жидким диэлектриком Охлаждение жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха и с направленным потоком жидкого диэлектрика	Н НД ННД

Например: условное обозначение трансформатора ТРДН-40000/110 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 40000 кВ•А, класса напряжения 110 кВ.

Объем приемо-сдаточных испытаний.

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторов включает следующие работы 1. Определение условий включения трансформаторов.2. Измерение характеристик изоляции.3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции обмоток вместе с вводами;б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок (производят в случае осмотра активной части). 4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.5. Проверка коэффициента трансформации.6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.7. Измерение тока и потерь холостого хода: а) при номинальном напряжении; б) при малом напряжении. 8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы.9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. 10. Проверка системы охлаждения.11. Проверка состояния силикагеля.12. Газировка трансформаторов.13. Испытание трансформаторного масла.14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.15. Испытание вводов.16. Испытание встроенных трансформаторов тока.Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75. При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ•А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ•А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14. Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

Определение условий включения трансформаторов.

Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 16.800.723-80). Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов. 1-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ•А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем. Условия включения без сушки трансформаторов этой группы: а) уровень масла - в пределах отметок маслоуказателя;б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;г) если условие "а)" не соблюдено, но обмотки трансформатора и переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия "б)" или "в)", но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 2.1.Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций: для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А1) "а", "б"; 2) "б", "г"; 3) "а", "г"; для остальных трансформаторов 1-й группы1) "а", "б", "в";2) "б", "в", "г"; 3) "а" "в" "г";4) "а", "б", "г".

Для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А включительно достаточно провести испытание масла только на пробивное напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

Таблица 2.1. Допустимые значения характеристик изоляции обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом

Характеристика изоляции	Мощность трансформатора, кВА	Температура обмотки, °С
		10	20	30	40	50	60	70
Наименьшее допустимое сопротивлениеизоляции R60, МОм
	≤ 6300	450	300	200	130	90	60	40
	≥ 10000	900	600	400	260	180	120	80
Наибольшее допустимое значение tgδ	≤ 6300	1,2	1,5	2,0	2,5	3,4	4,5	6,0
	≥ 10000	0,8	1,0	1,3	1,7	2,3	3,0	4,0
Наибольшее допустимое значение отношения С2 /C50	≤ 6300	1,1	1,2	1,3	-	-	-	-
	≥ 10000	1,05	1,15	1,25

2-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ•А до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем. Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б) значение R60 должно соответствовать табл. 2.1.3-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и более, транспортируемые с маслом без расширителя. Условия включения трансформаторов этой группы без сушки: а) трансформатор должен быть герметичным;б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 2.1 или значения R60 и tgδ, приведенные к температуре изоляции при измерении этих характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе. 4-я – 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа). Для трансформаторов 4 - 6 групп производятся следующие измерения характеристик изоляции: 1. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения. 2. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом. 3. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения трансформаторов 4-й – 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе.В соответствии с инструкциями "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" (ОАХ 458.003-70) и "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в одном из следующих случаев:а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 2.1.Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Проведение периодических проверок, измерений и испытаний силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов находящихся в эксплуатации

Нормы испытаний трансформаторов, находящихся в эксплуатации.

Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные выключатели (далее трансформаторы), находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическим проверкам, измерениям и испытаниям (далее испытания) в сроки и в объеме предусмотренных данным разделом. Профилактические испытания проводят при проведении капитального ремонта (К), текущего ремонта (Т) и в межремонтный период (М). К - для трансформаторов 110 кВ и выше, а также для трансформаторов 80 МВ•А и более производятся первый раз не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем - по мере необходимости. Для остальных трансформаторов - по результатам их испытаний и состоянию. Т - для трансформаторов с РПН - 1 раз в год; для трансформаторов без РПН главных ТП 35 кВ и выше не реже 1 раза в 2 года; для остальных - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года; для трансформаторов, установленных в месте усиленного загрязнения - по местным инструкциям. М - устанавливается системой ППР.Объем профилактических испытаний, предусмотренный ПЭЭП, включает следующие работы. l. Определение условий включения трансформатора. 2. Измерение сопротивления изоляции: - обмоток с определением R60/R15;- ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек. 3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток. 4. Определение отношения C2/С50. 5. Определение отношения ΔС/С. 6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:- изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;- изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих и ярмовых балок. 7. Измерение сопротивления обмоток постоянного току. 8. Проверка коэффициента трансформации.9. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. 10. Измерение тока и потерь холостого хода. 11. Проверка работы переключающего устройства.

12. Испытания бака с радиаторами статическим давлением столба масла. 13. Проверка устройств охлаждения. 14. Проверка состояния индикаторного силикагеля. 15.Газировка трансформатора. 1б. Испытания трансформаторного масла- из трансформаторов;- из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформатора). 17. Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение. 18. Испытание вводов.19. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Определение условий включения трансформатора.

Проводится при капитальном ремонте.Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток в соответствии с требованиями настоящего раздела. Характеристики изоляции трансформаторов должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базисной температуре. Значения R60, tgδ, С2/С50 и АС/С относятся ко всем обмоткам рассматриваемого трансформатора. При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tgδ, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформаторов. Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям табл. 2.15 и продолжительности пребывания активной части на воздухе требованиям табл.2.16. Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях: а) при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт; б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16; в) если характеристики изоляции и масла, измеренные при производстве капитального ремонта трансформатора, не соответствуют нормам данного раздела.

Сушку трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции производят во всех случаях независимо от результатов измерения характеристик изоляции и масла. Сушке также подлежат трансформаторы в следующих случаях:а) если после контрольной подсушки характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями данного раздела; б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 2.16. Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Капитальный ремонт трансформатора необходимо производить в помещении. Температура активной части в течение всего времени пребывания на воздухедолжны превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 6°С и во всех случаях не должны быть ниже 10°С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед ревизией должен быть прогрет. Температура активной части в процессе пребывания на воздухе определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода.Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части на воздухе при соблюдении упомянутых выше требований, не должна превышать пределов указанных в табл. 2.16. При относительной влажности воздуха более 85% вскрытие активной части допустимо проводить только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для вскрытия активной части.

 

Таблица 2.15. Порядок и объем проверки изоляции обмоток трансформаторов после капитального ремонта и заливки маслом

Трансформаторы	Объем проверки	Показатели масла и изоляции обмоток	Комбинация условий, приведенных в предыдущей графе, достаточных для включения трансформаторов	Дополнительные указания
1	2	3	4	5
1. До 35 кВ мощностью до 10000 кВ·А	1. Отбор пробы масла 2. Измерение сопротивления изоляции R60. 3. Определение отношения R60/R15	1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме 2. Сопротивление изоляции R60 за время ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R60 не ниже указанных в табл. 2.17. 4. Отношения R60/R15 при температуре 10-30°С должно быть не менее 1,3	1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2; 1,3 2. Для трансформаторов выше 1000 до 10000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2,4; 1,3,4	1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А допускается вместо проведения сокращенного анализа масла определять только значение его пробивного напряжения 2. Пробы масла должны отбираться не ранее чем через 12 ч после его заливки в трансформатор
2. До 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А; 110 кВ и выше всех мощностей	1. Измерение от-ношения ΔС/С1) 2. Отбор пробы масла 3. Измерение со-противления изо-ляции R60 4. Определение отношения R60/R155. Измерение tgδ или С2/С50 у трансформаторов 110-150 и 220 кВ	1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме 2. Сопротивление изоляции R60 завремя ремонта снизилось не более чем на 30% 3. Сопротивление изоляции R60 не ниже указанных в табл.2.172)4. Отношения R60/R15 при температуре 10-300 С должно быть не менее 1,3 5. Значения tgδ или С2/С50 за время ремонта соответственно повысились не более чем на 30 и 20% 6. Значения tgδ или С2/С50 нe превышают данных, ука-занных в табл. 2.18 и 2.19. 7. Отношение ΔС/С не превышают данных, указанных в табл. 2.201)	1. Для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А комбинация 1, 3, 4, 6 2. Для трансформаторов 110 кВ и выше комбинация 1 - 7

 

Примечания: Данные табл. 1 приложения 1.1 ПЭЭП.1) Измерение ЬС/С у трансформаторов до 35 кВ производить не обязательно. Измерение ?C/С

2) Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции

 

Таблица 2.16. Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части силовых трансформаторов на воздухе

Напряжение трансформатора, кВ	Продолжительность работ, час, при влажности, %
	до 75	до 85
до 35	24	16
110-500	16	10

Измерение сопротивления изоляции:

1) обмоток с определением R60/R15. Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период.Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром 2500 В по схемам табл. 2.2. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора. Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются табл. 2.17. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными. О порядке проведения измерений и оценке значения отношения R60/R15 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.17. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ	Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60	70
До 35	450	300	200	130	90	60	40
110	900	600	400	260	180	120	80
Свыше 110	Не нормируется

Примечание: Данные табл. 2 ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора

2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек. Проводится при капитальном и текущем ремонтах.Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормируется, но, для ориентировки, она находится в пределах 2-3 МОм для масляных трансформаторов для номинального напряжения 10 кВ и 10-20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивления изоляции находится в пределах 1-2 МОм. Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно стали магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытания 1 мин.В эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец считается неудовлетворительной при снижении более, чем на 50% от исходных величин. Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются заусеницы и грязь под стальными шайбами. После производства измерений заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей. При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ•А и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С. Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 2.18. В эксплуатации значение tgδ не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения сопротивления изоляции. Измерение tgδ должны производиться при одной и той же температуре или при водятся к одной температуре. О порядке проведения измерений тангенса угла диэлектрических потерь tgδ следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.18. Наибольшие допустимые значения tg о изоляции обмоток трансформатора в масле

Трансформаторы	Значения tgδ %, при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60	70
35 кВ мощностью более 10000 кВ·А и 110-150 кВ всех мощностей	1,8	2,5	3,5	5,0	7,0	10,0	14,0
220 кВ всех мощностей	1,0	1,3	1,6	2,0	2,5	3,2	4,0

Примечание: Данные табл. 4ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам

2.3.5. Определение отношения С2/С50.

Проводится при капитальном ремонте.Измерение отношения С2/С50 не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.Измерение отношения С2/C50 должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.Наибольшие допустимые значения С2/C50 изоляции обмоток трансформаторов в масле представлены в табл. 2.19.О порядке проведения измерений отношения С2/C50 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.19. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток трансформатора в масле

Напряжение трансформатора, кВ	Значения C2/С50 при температуре, °С
	10	20	30	40	50	60	70
до 35	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8
110-150	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7
Свыше 150	Не нормируется

Примечание: Данные табл. 5 ПЭЭП.

2.3.6. Определение отношения ΔС/С.

Проводится при капитальном ремонте.Измерение отношения ΔС/С не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.

Измерение отношения ΔС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов в представлены в табл. 2.20

 

Таблица 2.20. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла

Определяемый показатель	Значение ΔС/С,%, при температуре, С
	10	20	30	40	50
Отношение ΔС/С	8	12	18	29	44
Приращение отношений ΔС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре	3	4	5	8,5	13

Примечание: Данные табл. 6 ПЭЭП.

Значения ΔC/С, измеренные по схемам табл. 2.2, относятся ко всем обмоткам испытываемого трансформатора. О порядке проведения измерений отношения ΔС/С следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

ukrelektrik.com

Нормы испытаний силовых трансформаторов - Трансформаторы

Наименование испытания	Вид испытания	Нормы испытания	Указания
1.1. Определение условий включения трансформатора.	К	Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без под сушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток, а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более:1) для трансформаторов на напряжение до 35кВ 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%;2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.	При заполнении трансформаторов маслом с инымихарактеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и 1§дельта, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора.Условия включения сухих тран- форматоров без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации.
1.2. Измерение сопротивления изоляции: 1) обмоток;	К, Т, М	Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл.2 Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для трансформаторов на напряжение до 150 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град.С	Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3. Измерения производятся по схемам табл. 3 При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов. 1.3. Измерение тангенса угла ди диэлектрических потерь tg дельта изоляции обмоток.	ККМ	Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg дельта изоляции приведены в табл. 4 . В эксплуатации значение tg дельта не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений тангенс-дельта изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.	Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более.У трансформаторов на напряжение до 150 кВ tg дельта рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град. С. Измерения производятся по схемам табл. 3. См. также примечание 3.
1.4. Испытаниеповышеннымнапряжениемпромышленнойчастоты:1) изоляцииобмоток 35 кВ	К	См. табл. 5 . Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное напряжениепри частичном ремонте принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, нобез замены обмоток - 85% от значения, указанного в табл.5.	При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
2) изоляции дос- тупных для ис- пытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электр остатиче- ских экранов	К	Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более испытания.	Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.
3) изоляция цепей защитной аппаратуры	К	Проводится напряжением 1 кВ в течение 1мин.Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.	Испытание изоляции производится ( относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
1.5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.	К, М	Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора. В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.	Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
1.6. Проверкакоэффициентатрансформации.	К	Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна быть не выше значения ступени регулирования.	Производится на всех ступеняхпереключателя.*
1.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.	К	Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора.	Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.
1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется.Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
1.9. Оценка состояния переключающих устройств.	К	Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических документов
1.10. Испытание бака на плотность.	К	Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ не ниже 10 град. С. Не должно быть течи масла. Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.	Производится:у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами - 0,3 м;у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов -созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
1.11. Проверка устройств охлаждения.	К	Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.	Производится согласно типовым и заводским инструкциям.
1.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.	К, Т,М	Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических документов.	Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении
1.13. Испытание трансформаторного масла: 1) из трансформаторов;	К, Т,М	У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям п. п. 1 - 5, 7 табл. 6 .У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям п. п. 1 - 9 табл. 6 , а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы.	Производится: после капитальных ремонтов трансформаторов; не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами; не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров. Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.
2) из баков контакторов устройств РПН.	ТМ	Масло следует заменить: при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ - с изоляцией 35 кВ, 35 кВ - с изоляцией 40 кВ, 110 кВ -с изоляцией 220 кВ; если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное).	Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.
1.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.	К	В процессе 3 - 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.	Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.
1.15. Хромато- графический анализ газов, растворенных в масле.	М	Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.	Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
1.16. Оценка влажности твердой изоляции.	К, М	Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта - 2%, эксплуатируемых - 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Производится первый раз через 10-12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 - 6 лет у трансформаторов напряжением ПО кВ и выше мощностью 60 МВА и более.	При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации расчетным путем.
1.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток: по наличию фурановых соединений в масле;по степениполимеризациибумаги.	М	Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6	Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года.
	К	Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
1.18. Измерение сопротивления короткого замыкания (2к) трансформатора.	К, М	Значения 2к не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений 2к по фазам на основном и крайних ответвлениях - оно не должно превышать 3%.	Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН - на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
1.19. Испытание вводов.	К, М	Производится в соответствии с указаниями раздела 10.
1.20. Испытание встроенных трансформаторов тока.	КМ	Производится в соответствии с указаниями п. п. 13.1, 13.3.2, 13.5, 13.6, 13.7 раздела 13.
1.21. Тепловизионный контроль.	М	Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

ukrelektrik.com

Методика испытаний электромагнитных трансформаторов напряжения

1. Измерение сопротивления изоляции

Выводы вторичных обмоток (две и более) и корпус  трансформатора напряжения должны быть объединены, заземлены и присоединены к выводу «земля» мегаомметра. Вывод «Л» прибора присоединяется к выводу обмотки высокого напряжения «А» или «Х».

Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится на каждой обмотке относительно корпуса и присоединенных к нему остальных обмоток. Вывод «Л» мегаомметра присоединяется к выводам проверяемой обмотки, а вывод «земля» к выводам остальных обмоток, соединенных с корпусом трансформатора  и заземленных.

Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток производится мегаомметром на напряжение 1000 В.

Измеренные значения сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть не менее при введенных в табл. 8.1. РД 34.45-51.300-97.

 

Класс напряжения, кВ	Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее
	Основная изоляция	Вторичные обмотки	Связующие обмотки
3-35110-500	100300	50 (1)50 (1)	11

 

В скобках изоляция с подключенными вторичными цепями.

 

2. Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц.

 

Испытание изоляции обмотки ВН промышленным напряжением 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение. Продолжительность испытания трансформаторов напряжения 1 мин.

Значения испытательных напряжений промышленной частоты для измерительных трансформаторов.

Класс напряжений, кВ	Испытательное напряжение, кВ
	Для измерительных трансформаторов напряжения с нормальной изоляцией	Для измерительных трансформаторов напряжения с облегченной изоляцией
36 10 15 20 35 110	21,628,8 37,8 49,5 58,5 85,5 180,0	11,018,9 28,8 43,2

 

Испытание изоляции вторичных обмоток производится совместно с присоединенным к ним цепями напряжением 1 кВ в течение 1 мин.

 

3. Проверка полярности выводов (у однофазных) или группы соединения (у трехфазных) измерительных трансформаторов.

Проводится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнение в достоверности этих данных. Полярность и группа соединений должны соответствовать паспортным данным. Методика определения полярности и группы соединения описана в методике М 1 «Приемо-сдаточные испытания силовых трансформаторов».

«Плюс» батареи поочередно подключается на все три вывода обмотки высокого напряжения. «Минус» батареи постоянно подключен к нулевому выводу. При правильной полярности во всех случаях отклонения гальванометра будет в одну и ту же сторону.

Измерение тока холостого хода.

Измерение тока холостого хода у трансформаторов напряжения производят со стороны вторичной обмотки при номинальном напряжении. Ток холостого хода не нормируется, однако увеличение тока холостого хода свидетельствует о неисправности трансформатора. Для трехфазных трансформаторов напряжения определяется среднее значение тока холостого хода.

 

5. Фазировка трансформаторов напряжения.

Фазировка трансформаторов напряжения осуществляется перед включением их на параллельную работу. При фазировке должна быть установлена электрическая связь между фазируемыми цепями. Такой связью может быть заземление нулевого вывода. Проводится измерение подведенных для фазировки напряжений и их симметричность. При несимметрии фазировка прекращается. Измеряются напряжения между каждым выводом одного трансформатора напряжения и всеми выводами другого методом вольтметра.

По результатам замеров строятся векторные диаграммы фазируемых напряжений и определяется возможность параллельной работы.

 

6. Измерение напряжения небаланса.

Измерение напряжения небаланса и правильность включения дополнительной обмотки у трансформаторов напряжения, соединенных по схеме разомкнутого треугольника, производят при помощи высокоомного вольтметра. При симметрии первичных напряжений на трансформаторе напряжения, работающем на холостом ходу, это значение не должно превышать 8 В. Для проверки наличия напряжения 3 U0 у пятистержневого трансформатора напряжения имитируют однополюсное короткое замыкание путем отключения одной из фаз первичной обмотки. Вывод первичной обмотки, отключенный от сети должен заземляться.

 

7. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится у связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 20 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре заводских испытаний. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.

Измерения производятся мостом Р 333.

 

8. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции первичных обмоток производится для измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше. Методика измерений тангенса угла диэлектрических потерь подробно описана в методике испытания силовых трансформаторов.

Средние опытные значения tg d обмоток трансформаторов напряжения.

 

Номинальное напряжение испытываемой обмотки, кВ	tg d, % при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60
10 и ниже35 110	42,8 1,8	5,54 2,5	7,55,5 3,5	108 5	1411 7	1916 10

 

8. Испытание трансформаторного масла.

Испытание трансформаторного масла производится у трансформаторов напряжения 35 кВ и выше.

Испытаниям подлежат следующие показатели качества масла:

—          минимальное пробивное напряжение;

—          содержание механических примесей;

—          содержание взвешенного угля;

—          кислотное число;

—          реакция водной вытяжки;

—          температура вспышки.

У трансформаторов напряжения, имеющих повышенное значение tg d изоляция обмоток, производится также испытание масла на тангенс угла диэлектрических потерь.

У измерительных трансформаторов ниже 35 кВ проба масла не отбирается, а при браковочных результатах профилактических испытаний изоляции производится полная замена трансформаторного масла.

НТД и техническая литература:

• Межотраслевые правила по охране труда (ПБ) при эксплуатации электроустановок. ПОТ Р М — 016 — 2001. — М.: 2001.
• Правила устройства электроустановок Глава 1.8 Нормы приемосдаточных испытаний Седьмое издание
• Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое с изменениями и дополнениями — М.:НЦ ЭНАС, 2004.
• Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций/ под ред. Мусаэляна Э.С. -М.:Энергия, 1979.
• Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. — М.: ОРГРЭС, 1997.

www.etlpro.ru

Испытания силовых трансформаторов - Vika-energy.kz

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания

1.1. Определение условий включения трансформатора	К	Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без под сушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток, а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией, должна быть не более: 1) для трансформаторов на напряжение до 35кВ 24 ч при относительной влажности до 75% и 16 ч при относительной влажности до 85%; 2) для трансформаторов напряжением 110 кВ и более 16 ч при относительной влажности до 75% и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.	При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и 1§дельта, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформатора. Условия включения сухих тран- форматоров без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. При вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации без смены обмоток и изоляции, рекомендуется выполнение контроля в соответствии с требованиями, приведенными в нормативно-технической документации.
1.2. Измерение сопротивления изоляции: 1) обмоток;	К, Т, М	Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл.2 Измерения в процессе эксплуатации производятся при  неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Для трансформаторов на напряжение до 150 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град.С	Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Производится как до ремонта, так и после его окончания. См. также примечание 3. Измерения производятся по схемам табл. 3 При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
2) доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электростатических экранов.   1.3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg дельта  изоляции обмоток.	К КМ	Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения tg дельта изоляции приведены в табл. 4. В эксплуатации значение tg дельта не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции. Измерения в процессе эксплуатации проводятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также в объеме комплексных испытаний. Результаты измерений тангенс-дельта изоляции обмоток, включая динамику их изменений, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.	Измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте. При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых  трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВА и более. У трансформаторов на напряжение до 150 кВ tg дельта рекомендуется измерять при температуре не ниже 10 град. С. Измерения производятся по схемам  табл. 3. См. также примечание 3.
1.4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: 1) изоляции обмоток 35 кВ	К	См. табл. 5. Продолжительность испытания - 1 мин. Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90%, а при капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток - 85% от значения, указанного в табл.5.	При капитальных ремонтах маслонаполненных трансформаторов без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток повышенным напряжением не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.
2) изоляции доступных для  испытания стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем, прессующих колец, ярмовых балок и электр остатических экранов	К	Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин., если заводом-изготовителем не установлены более испытания.	Испытание производится в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.
3) изоляция цепей защитной аппаратуры	К	Проводится напряжением 1 кВ в течение 1мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях изоляции электрических цепей манометрических термометров - 0,75 кВ в течение 1 мин.	Испытание изоляции производится ( относительно заземленных частей) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединенных  разъемах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
1.5. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.	К, М	Должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора. В процессе эксплуатации измерения могут производиться при комплексных испытаниях трансформатора.	Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемки активной части. Перед измерениями сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трех полных циклов переключения.
1.6. Проверка коэффициента трансформации.	К	Должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) данных. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации должна  быть не выше значения ступени регулирования.	Производится на всех ступенях переключателя *
1.7. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.	К	Группа соединений должна соответствовать паспортным данным, а полярность выводов - обозначениям на щитке или крышке трансформатора.	Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток.
1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
1.8. Измерение тока и потерь холостого хода.	К	Значение тока и потерь холостого хода не нормируется. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВА и более.	Производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе.
1.9. Оценка состояния переключающих устройств.	К	Осуществляется в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей или нормативно-технических документов
1.10. Испытание бака на плотность.	К	Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла в баке трансформаторов напряжением до 150 кВ не ниже 10 град. С. Не должно быть течи масла. Герметизированные трансформаторы и не имеющие расширителя испытаниям не подвергаются.	Производится: у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами - 0,3 м; у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов -созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
1.11. Проверка устройств охлаждения.	К	Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций.	Производится согласно типовым и заводским инструкциям.
1.12. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха.	К, Т, М	Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла, термосифонного или адсорбирующего фильтров производится в соответствии с требованиями инструкций заводов- изготовителей или нормативно-технических  документов.	Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении.
1.13. Испытание трансформаторного масла: 1) из трансформаторов;	К, Т, М	У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - по показателям п. п. 1 - 5, 7 табл. 6. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше - по показателям п. п. 1 - 9 табл. 6 , а у трансформаторов с пленочной защитой дополнительно по п. 10 той же таблицы.	Производится: 1. после капитальных ремонтов трансформаторов; 2. не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами; 3. не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих без термосифонных фильтров. Производится 1 раз в 2 года, а также при комплексных испытаниях трансформатора.
2) из баков контакторов устройств РПН.	ТМ	Масло следует заменить: 1. при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10 кВ, 30 кВ - с изоляцией 35 кВ, 35 кВ - с изоляцией 40 кВ, 110 кВ -с изоляцией 220 кВ; 2. если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное).	Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя.
1.14. Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение.	К	В процессе 3 - 5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение и выдержки под напряжением в течение времени не менее 30 мин. не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.	Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля.
1.15. Хромато- графический анализ газов, растворенных в масле.	М	Оценка состояния трансформатора и определение характера возможных дефектов производится 1 раз в 6 мес. в соответствии с рекомендациями методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.	Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными концентрациями газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
1.16. Оценка влажности твердой изоляции.	К, М	Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции после капитального ремонта - 2%, эксплуатируемых - 4% по массе; в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т. Производится первый раз через 10-12 лет после включения, в дальнейшем 1 раз в 4 - 6 лет у трансформаторов напряжением ПО кВ и выше мощностью 60 МВА и более.	При капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов, в эксплуатации расчетным путем.
1.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток: по наличию фурановых соединений в масле	М	Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в п. 11 табл. 6	Производится хроматографическими методами 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года.
1.17. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток: по степени полимеризации бумаги	К	Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
1.18. Измерение короткого замыкания (КЗ) трансформатора.	К, М	Значения КЗ не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений по фазам на основном и крайних ответвлениях - оно не должно превышать 3%.	Производится у трансформаторов мощностью 125 МВА и более (при наличии РПН - на основном и обоих крайних ответвлениях) после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.
1.19. Испытание вводов.	К, М	Производится в соответствии с указаниями раздела 10.
1.20. Испытание встроенных трансформаторов тока.	КМ	Производится в соответствии с указаниями п. п. 13.1, 13.3.2, 13.5, 13.6, 13.7 раздела 13.
1.21. Тепловизионный контроль.	М	Производится в соответствии с установленными нормами и инструкциями заводов-изготовителей.

vika-energy.kz

Испытания силовых трансформаторов повышенным напряжением

ПАО «Московский абразивный завод»

Дата: 26 июня 2015г.

Объект: РП №-13137, КТП-2

Выполненные работы: Испытание силовых трансформаторов 2 шт. ТМ 320/10 и ТМ 360/10.

1. Визуальный осмотр электроустановки и электрооборудования
2. Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов ТМ 320/10 и ТМ 360/10
3. Определение отношения С2/50
4. Проверка коэффициента трансформации
5. Измерение тока потерь холостого хода

Силовые трансформаторы применяют в различных областях электротехники. Они служат для преобразования напряжения переменного тока, а также гальванической развязки. Целью их проверки является определение возможности включения данных аппаратов без предварительной ревизии либо сушки, а также сравнение характеристик с данными от завода-изготовителя.

Проводятся высоковольтные испытания силовых трансформаторов при вводе их в эксплуатацию, после ремонта и в качестве профилактики, чтобы предотвратить внезапный выход из строя. Такие действия позволяют повысить пожарную безопасность.

Какие проводят испытания и измерения силовых трансформаторов?

1. Проверка и испытание силового трансформатора повышенным напряжением начинается с наружного осмотра. Визуально необходимо проверить целостность конструкции трансформатора, герметичность, прочность всех креплений, наличие заземления и пломб на кранах.
2. Измерение сопротивления изоляции. Осуществляется оно при помощи мегомметра на напряжение 2,5 кВ. Для того чтобы исключить воздействие токов утечки, накладывают специальные экранные кольца. Перед тем, как приступить к самим замерам, необходимо заземлить испытываемую обмотку трансформатора. Во время испытаний заземление с обмотки снимается и производится измерение относительно другой заземленной обмотки и/или бака трансформатора. Измерения производятся по зонам изоляции (обмотка ВН относительно заземленной обмотки НН и бака, обмотка НН относительно ВН и корпуса, обе обмотки относительно бака). Считывание результатов с мегомметра берут на 15 и 60 секунде испытания. По полученным результатам определяется коэффициент абсорбции, который отвечает за степень увлажнения обмоток трансформатора. Значение сопротивления изоляции должно находиться в допустимых приделах (по сравнению с паспортными данными заводских испытаний).
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь.
4. Тестирование обмоток повышенным напряжением промышленной частоты. Величина прикладываемого напряжения зависит от того, какой класс изоляционного покрытия использован. Время тестирования составляет одну минуту. Этот метод позволяет точно определить, в каком состоянии находится изоляционное покрытие обмоток трансформатора.
5. Измерение сопротивление обмоток постоянному току. Его проводят с той целью, чтобы обнаружить, имеются ли обрывы в обмотках или ответвлениях, в каком состоянии контактные соединения, а также для выявления витковых замыканий в катушке, если таковые имеются. Измеряется сопротивление при помощи мостового метода либо падением напряжения.
6. Проверка правильности подключения обмоток трансформатора. Осуществляется она при помощи проверки коэффициента трансформации силового трансформатора. Для этого используют два вольтметра.
7. Измерение тока холостого хода.

Схема измерения сопротивления изоляции обмоток трансформатора

Испытания трансформаторов проводятся после монтажа и ремонта силового трансформатора. Высоковольтные испытания масляных трансформаторов в процессе эксплуатации проводятся после капитальных ремонтов, связанных с разборкой активной части трансформатора. После завершения испытаний необходимо занести все полученные данные в специальный протокол.

Польза от проведения испытаний трансформаторов

В ходе эксплуатации силовые трансформаторы подвергаются воздействию разных факторов, приводящих к постепенному разрушению изоляции. Для обеспечения безопасной и надежной работы силовых агрегатов необходимо периодически тестировать сопротивление их изоляции и контролировать другие параметры. Своевременное проведение испытаний трансформаторов, выявление и устранение возможных неисправностей – это важные меры, необходимые для стабильной и безаварийной работы оборудования.

Трансформаторы подвергаются испытаниям:

1. Перед сдачей в эксплуатацию.
2. После ремонта – для контроля качества проведенных работ, поиска возможных дефектов и проверки характеристик агрегата на соответствие паспортным данным и требованиям нормативной документации.
3. После замены материалов или изменений конструкции, способных повлиять на параметры агрегата.
4. В профилактических целях в ходе эксплуатации – периодически, с целью контроля состояния оборудования, в соответствии с ГОСТ или ТУ.

Пренебрегать проверками трансформаторов рискованно. В процессе эксплуатации силовые агрегаты подвергаются воздействию негативных факторов, естественному износу и старению. Поэтому их периодическая диагностика, проведение испытаний и поиск возможных неполадок позволяют избежать простоя производства, больших расходов на замену оборудования, аварий и несчастных случаев.

Испытания силовых трансформаторов в центре ПрофЭнергия

Мы проводим высоковольтные испытания силовых трансформаторов.

Наши лицензии позволяют осуществлять все необходимые замеры и испытания, а благодарственные письма, подтверждают высокий уровень оказанных услуг.

Стоимость испытаний трансформаторов повышенным напряжением

Для экономии времени наши специалисты могут бесплатно выехать на объект и оценить объем работ

Заказать бесплатную диагностику и расчет стоимости

Остались вопросы?

Для консультации по интересующим вопросам, или оформления заявки, свяжитесь с нами по телефону:

+7 (495) 181-50-34 

energiatrend.ru

Испытание трансформатора | My test site

Испытание силового трансформатора после монтажа

  Испытания после текущего ремонта производятся ремонтной бригадой в составе электромеханика и электромонтеров тяговой подстанции 5-го и 3-го разрядов.

  1. Измерение сопротивления изоляции.

  При измерении сопротивления изоляции обмоток с определением сначала закорачивают и заземляют все обмотки трансформатора, при этом испытываемую обмотку перед началом измерений заземляют на время не менее 2 мин.

  Мегаомметр на 2500 В подключают к испытываемой обмотке при заземленном положении остальных обмоток и бака трансформатора, после чего снимают заземление с испытываемой обмотки, вращают ручку мегаомметра с частотой 120 об/мин и засекают время начала замера. Значение сопротивлений отсчитывают по шкале мегаомметра через 15 и 60 с после начала вращения ручки. Степень увлажнения обмотки трансформатора определяется коэффициентом абсорбции.

  Обязательно производят по 3 замера для каждой обмотки.

  2. Измерение тангенса диэлектрических потерь.

  Тангенс угла диэлектрических потерь tg d изоляции обмоток и его изменение в процессе эксплуатации характеризует степень увлажнения обмоток и имеет значение при оценке состояния трансформатора. Значения тангенса угла диэлектрических потерь не нормируются, но должны учитываться при комплексном рассмотрении результатов испытания изоляции.

  Тангенс угла диэлектрических потерь измеряется мостом переменного тока МД-16 по перевернутой схеме (рис. 1).

  На точность измерений tg d большое влияние оказывает тщательность сборки схемы. Корпусы проверяемого аппарата, питающего трансформатора Т, моста pR и вариатора напряжения должны иметь надежный металлический контакт с контуром заземления, место испытаний — ограждено, надежность всех контактных соединений в испытательной схеме — проверена. Провод, соединяющий мост с объектом измерения, должен быть экранированным, а экран надежно соединен с выводом Э моста. Если при испытаниях этот провод надо нарастить, то дополнительный провод также должен быть экранированным, а его экран надежно соединен с экраном основного провода. Если длина наращиваемого провода менее 1—1,5 м, то разрешается применять экранированный провод. При сборке испытательной схемы обращают внимание на то, чтобы все токоведущие части при измерениях по перевернутой схеме располагались от заземленных частей на расстоянии не менее 0,5 м.

  При измерениях по перевернутой схеме, внутренние узлы моста находятся под высоким напряжением, поэтому необходимо (хотя они изолированы на полное испытательное напряжение) особое внимание обратить на заземление корпуса моста, а измерение проводить только в диэлектрических перчатках и ботах.

  Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg 5 изоляции обмотки проводится в условиях эксплуатации только на трансформаторах напряжением 110 кВ и выше, а также на трансформаторах мощностью 31 500 кВ*А и выше вне зависимости от напряжения. При капитальном ремонте измерения проводят до и после ремонта.

  3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току проводят мостом постоянного тока во всех фазах А, В, С трансформатора Т и при всех положениях РПН или ПБВ. При значениях сопротивлений обмоток в пределах 10-2—104 Ом измерительный мост Р-316 подключают к постороннему источнику постоянного тока напряжением 2,8-4,0 В, а в пределах 104-106 Ом — напряжением 12-20 В.

  Если ожидаемое сопротивление обмоток менее 20 Ом, измерение производят по четырехзажимной схеме, а при сопротивлении более 20 Ом — по двухзажимной схеме. В случае измерений по черехзажимной схеме следят затем, чтобы потенциальные зажимы моста присоединялись ближе к измеряемым обмоткам.

  Перед измерением сопротивлений обмоток постоянному току измеряют температуру верхних слоев масла и заземляют испытуемую обмотку не менее чем на 2 мин. Затем собирают схему моста. К измерительным выводам подключают измеряемую обмотку и после снятия заземления при зашунтированном гальванометре включают выключатель батареи. Через период, равный 1—5 мин, необходимый для достижения установившегося тока в обмотке, производят уравновешивание моста сначала при нажатой кнопке Грубо, а затем — Точно. Результат измерений записывают. Гальванометр шунтируют опусканием кнопок Грубо, Точно и Включение индикатора. После этого отключают выключатель батареи. Аналогично производят измерения на других обмотках и отпайках.

  Если трансформатор имеет нулевой вывод, то измерения производят между ним и выводом фазы. Результат измерений показывает сопротивление одной фазы. У трансформаторов, соединенных в звезду без нулевого вывода, измерения возможны только между фазами. В этом случае сопротивления обмоток могут быть найдены математически.

  4. Проверка состояния индикаторного силикагеля.

  При проверке состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров проверяют уровень масла в масляном затворе воздухоосушителя и цвет индикаторного силикагеля. При необходимости доливают масло. Нормальный цвет индикаторного силикагеля — розовый кобальт. Если цвет силикагеля изменился на голубой, то требуется его замена.

  5. Измерение ёмкости обмоток.

  Измерение емкости обмоток обычно производится наиболее распространенным методом определения степени увлажнения изоляции «емкость—частота», основанным на зависимости емкости изоляции обмоток от частоты и степени увлажнения.

  6. Измерение сопротивлений изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец.

  Проводят при текущем ремонте только у сухих трансформаторов, а при капитальном — у всех. Мегаомметром измеряют сопротивление изоляции стяжных шпилек верхнего и нижнего ярма. При сопротивлении изоляции шпильки значительно меньшей, чем у остальных, или равной нулю, отвинчивают гайки, извлекают шпильку из отверстия вместе с изолирующими бумажно-бакелитовыми трубками и осматривают их. Если изоляционная трубка и шпилька имеют признаки чрезмерного перегрева (обугливание изоляции, наличие цветов побежалости, оплавления) и при осмотре отверстий в ярме с помощью переносной лампы обнаружено замыкание листов активной стали, для устранения повреждений верхнее ярмо разбирают и при необходимости на его пластины наносят новую изоляцию. Поврежденные стяжные шпильки и их бумажно-бакелитовые трубки заменяют новыми. Сопротивление изоляции стяжных шпилек должно быть в пределах 2-3 МОм для трансформаторов до 10 кВ и не менее 10 МОм для трансформаторов 35 кВ и выше.

  7. Измерение тока и потерь холостого хода..

  На обмотку низкого напряжения обычно подают номинальное напряжение промышленной частоты и измеряют токи в трех фазах трансформатора, а также мощность, потребляемую трансформатором на холостом ходу. Ток холостого хода не нормируется, но рост его значения по сравнению с заводскими или предыдущими испытаниями на 20—25 % показывает на появление дефектов в изоляции витков или в стали магнитопровода трансформатора.

  8. Проверка группы соединения трансформатора.

  Очень важное испытание трансформатора после капитального ремонта со сменой обмоток, т.к. трансформаторы с разными группами соединения нельзя включать на параллельную работу. После перемотки обмоток возможно неправильное их соединение. Для работы необходимы источник постоянного тока В и гальванометр рА. К выводам обмотки АВ высокого напряжения подводят постоянный ток, а к выводам (ав; ее; ас) поочередно присоединяют гальванометр. Результаты отклонения стрелки заносят в таблицу, при этом отклонение стрелки гальванометра вправо обозначают знаком «+», а влево «-». Неподвижность стрелки при подключении обозначают «нуль». Такие же измерения проводят, подводя постоянный ток к выводам ВС и АС. Сравнивают результаты измерений с данными таблиц и по ним определяют группу соединения трансформатора.

  9. Определение коэффициента трансформации.

  Проводят методом двух вольтметров класса точности не ниже 0,5. В зависимости от имеющегося источника переменного тока можно подавать напряжение на любую обмотку. Вольтметры должны быть подобраны так, чтобы отсчеты по ним были на второй половине шкалы (приборы электромагнитной системы имеют неравномерную в начале шкалу). Одновременно измеряют линейные напряжения первичной и вторичной обмоток. Коэффициент трансформации определяется на всех ответвлениях обмоток и для всех фаз.

 

rzd.wmsite.ru

Испытание - изоляция - трансформатор

Испытание - изоляция - трансформатор

Cтраница 1

Испытания изоляции трансформаторов в эксплуатации повышенным напряжением не обязательны, так как состояние изоляции и наличие дефектов в ней может быть определено другими, так называемыми неразрушающими методами испытания.  [1]

Испытание изоляции трансформаторов ( силовых и напряжения) и реакторов ( шунтирующих и заземляющих) должно проводиться при одной полярности импульсов; рекомендуется применять отрицательную полярность. Этим же определяется применение импульсов отрицательной полярности для испытания внутренней изоляции конденсаторов связи.  [2]

Испытание изоляции трансформатора напряжением промышленной частоты осуществляется путем плавного повышения напряжения от нуля до t / исп с последующей выдержкой в течение 1 мин. Трансформатор считается выдержавшим испытание, если не произошло полного пробоя. Изоляция может испытываться как с помощью постороннего источника напряжения, так и путем использования напряжения, индуктируемого в обмотке высокого напряжения испытуемого трансформатора. В последнем случае, в связи с тем, что на обмотку низкого напряжения приходится подавать напряжение, примерно в 2 раза превышающее номинальное, допускается испытание повышенной частотой порядка 100 гц. При увеличений частоты и напряжения в 2 раза индукция в сердечнике остается неизменной.  [4]

Испытания изоляции трансформатора повышенным напряжением производятся при первом включении в эксплуатацию, а также после капитальных ремонтов с выемкой сердечника и с полной или частичной перемоткой или же без перемотки обмоток.  [5]

Испытание изоляции трансформаторов класса напряжения 110 кв и выше приложенным и индуктированным напряжением производят после нагрева трансформатора постоянным током в обмотках при температуре не ниже 55 С. Измерение испытательного напряжения производят при помощи шарового разрядника или амплитудного вольтметра с делителем напряжения.  [6]

При испытании изоляции трансформаторов на электрическую прочность необходимо оставлять открытым расширитель или дыхательную трубку. Внутренняя изоляция масляных трансформаторов считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при испытании не наблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции, отмечаемых по звуку разрядов в баке, выделению газа или дыма и по показаниям приборов, например амперметра, вольтметра. Измерение испытательного напряжения производится вольтметром или с помощью шарового разрядника. При измерении напряжения 1УИСГ, по способу вольтметра измеряют напряжение на стороне низшего напряжения испытательного трансформатора / ( рис. 209) и умножают полученную величину на коэффициент трансформации испытательного трансформатора ИТ.  [7]

Нппри-мер, при испытании изоляции трансформаторов токоотводящие электроды ( экран) накладываются под верхней юбкой изоляторов испытуемой обмотки.  [9]

Агрегат, - питающий установку высокого напряжения для испытания изоляции трансформаторов, должен иметь электродвигатель с мощностью на валу не менее 10 % мощности короткого замыкания испытательной установки.  [11]

На этом же поле устанавливается подпорный трансформатор для испытания изоляции трансформаторов большой мощности частично индуктированным напряжением.  [13]

Основной схемой называется силовая схема стенда с промежуточным трансформатором и пультом для опытов холостого хода и короткого замыкания и для испытания изоляции трансформаторов повышенным индуктированным напряжением, а также для испытания на нагрев.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

---

• 
  Доклад использование энергии солнца на земле по физике
• 
  Стрела провеса провода таблица
• 
  Курс доллара и нефти онлайн в реальном времени
• 
  Соседи не платят за коммунальные услуги к кому обратиться
• 
  Энергия закон сохранения энергии
• 
  Ток через мощность
• 
  Узнать когда дадут отопление
• 
  Какие континенты
• 
  Основы чтения чертежей
• 
  Электроустановки чем тушить
• 
  Замер освещенности помещения