Test transformatorów mocy. Testy rozruchowe transformatorów mocy

1. Wyznaczanie warunków przełączania transformatora. Powinien być wykonany zgodnie z instrukcją "Transformatory mocy. Transport, rozładunek, magazynowanie, instalacja i uruchomienie "(RD 16. 363-87).

2. Pomiar charakterystyki izolacji. Dopuszczalne wartości rezystancji izolacji R 60, współczynnik pochłaniania R 60 / R 15, styczna straty dielektrycznej oraz stosunek C 2 / C 50 i A C / C reguluje klauzula 1

3. Testy z częstotliwością przemysłową wysokiego napięcia:

· Izolacja uzwojenia wraz z wejściami. Napięcia testowe podano w tabeli 5. Czas stosowania znormalizowanego napięcia wynosi 1 minutę.

Testowanie przy użyciu wysokoczęstotliwościowej izolacji częstotliwościowej uzwojeń transformatorów olejowych podczas uruchamiania nie jest konieczne.

Test wysokiego napięcia częstotliwości przemysłowej izolacji uzwojeń transformatorów suchych przeprowadzany jest zgodnie z normą Tabeli 5 dla urządzeń o lekkiej izolacji.

Transformatory importowe mogą być testowane z napięciami pokazanymi w Tabeli 5 tylko w tych przypadkach, gdy nie przekraczają napięcia, z którym transformator był testowany w fabryce.

Izolacja importowanych transformatorów, które dostawca testował przy napięciu niższym niż określone w GOST 18472-88, jest testowana z napięciem, którego wartość jest ustalana w każdym przypadku.

Izolacja wyjścia liniowego uzwojenia transformatorów klas napięcia 110 kV i powyżej, posiadającego nie w pełni izolowany przewód neutralny (napięcie testowe - 85 i 100 kV), jest badana tylko przy napięciu indukcyjnym, a izolacja przewodu neutralnego - przy przyłożonym napięciu;

Izolacja dostępnych cięgien, pierścieni zaciskowych i belek jarzmowych. Test należy przeprowadzić w przypadku kontroli części czynnej. Napięcie testowe wynosi 1-2 kV. Czas stosowania znormalizowanego napięcia testowego wynosi 1 minutę.

4. Pomiar oporności uzwojenia na prąd stały. Wykonuje się go na wszystkich gałęziach, jeśli nie wymaga rdzenia karbu. Opór powinien różnić się o nie więcej niż 2% od wartości uzyskanych na tym samym odgałęzieniu innych faz lub z danych producenta.

Tabela 5

5. Weryfikacja współczynnika transformacji. Produkowane na wszystkich poziomach przełączania. Współczynnik transformacji powinien różnić się o nie więcej niż 2% od wartości uzyskanych na tym samym odgałęzieniu w innych fazach lub z danych producenta. W przypadku transformatorów ze zmieniaczem zaczepów różnica między współczynnikami transformacji nie powinna przekraczać wartości stopnia regulacji.

6. Weryfikacja grupy połączeń transformatorów trójfazowych i polarność wniosków transformatorów jednofazowych. Dokonuje się tego podczas instalacji, jeśli nie ma danych paszportowych lub wątpliwości co do wiarygodności tych danych. Grupa połączeń powinna odpowiadać danym paszportu i oznaczeniom na straży.

7. Pomiar prądu i utrata prądu jałowego. Jeden z poniższych pomiarów został wykonany:

· Przy napięciu znamionowym. Zmierzony prąd jałowy. Aktualna wartość nie jest znormalizowana;

· Przy niskim napięciu. Pomiar odbywa się z redukcją lub bez strat napięcia znamionowego (metoda porównawcza).

8. Sprawdź działanie przełącznika i usuń wykres kołowy. Usunięcie wykresu kołowego należy wykonać na wszystkich pozycjach przełącznika. Wykres kołowy nie powinien różnić się od tego, który został zrobiony w fabryce. Działanie urządzenia przełączającego i ciśnienie stykowe należy sprawdzić zgodnie z instrukcjami producenta.

9. Zbiornik testowy z hydraulicznymi promiennikami ciśnienia. Wytwarza się ją za pomocą ciśnienia hydraulicznego kolumny olejowej, której wysokość powyżej poziomu napełnionego ekspandera przyjmuje się: dla cystern rurowych i gładkich - 0,6 m; dla boków są faliste, grzejnikowe lub z chłodnicami - 0, 3m.

Czas trwania testu wynosi 3 godziny przy temperaturze oleju nie mniejszej niż + 10 ° C. Podczas badania nie należy obserwować wycieku oleju.

10. Sprawdź system chłodzenia. Tryb uruchamiania i eksploatacji urządzeń chłodzących musi być zgodny z instrukcjami producenta.

11. Sprawdzanie stanu żelu krzemionkowego. Wskaźnik żelu krzemionkowego powinien mieć jednolicie niebieskawy kolor ziaren. Zmiana koloru wskazuje na nawilżenie żelu krzemionkowego.

12. Faza transformatorów. Powinna istnieć zbieżność faz.

13. Testowanie oleju transformatorowego. Świeży olej przed wylaniem nowo wprowadzonych transformatorów dostarczonych bez oleju powinien być testowany pod kątem PP. 1, 2, 4 - 12 tabel 6.

Od transformatorów transportowanych bez oleju, przed montażem należy pobrać próbkę pozostałości oleju (od dołu).

Wytrzymałość elektryczna pozostałości oleju w transformatorach o napięciu 110-220 kV nie powinna być niższa niż 35 kV, a w transformatorach o napięciu 330-500 kV - nie niższa niż 45 kV.

Olej z transformatorów o napięciu 110 kV i powyżej, transportowanych olejem, przed instalacją, jest testowany zgodnie z wartościami zastrzeżeń. 1-6 i 12 tabel 6.

Tabela 6

Test oleju wylany z transformatora z masą oleju powyżej 1 tony, przybywający z olejem, w przypadku braku protokołu fabrycznego, test oleju przed uruchomieniem jest wykonywany zgodnie z wartościami zastrzeżeń. 1-11 z tabeli 6 i olej z transformatorów o napięciu 110 kV i większym, dodatkowo zgodnie z pkt 12 tabeli 6.

Test oleju wlany do transformatora, przed uruchomieniem (pod napięciem) po instalacji, odbywa się zgodnie z parametrami paragrafów 1-6 tabel 6

Podczas testowania oleju z transformatora o napięciu 110 kV i wyższym pod względem PP. 1-6 z Tabeli 6, należy dokonać pomiaru stycznej straty izolacji dielektrycznej.

Olej z transformatorów I i II, docierających do instalacji napełnionej olejem, w obecności fabrycznych prób, które spełniają normy, wykonanych nie więcej niż 6 miesięcy przed uruchomieniem transformatora, może być badany tylko pod względem parametrów. 1 i 2 tabeli 6.

14. Test impulsowy dla napięcia znamionowego. W procesie 3-5-krotnego przełączania transformatora na napięcie znamionowe nie powinno następować zjawisko wskazujące zły stan transformatora.

Transformatory montowane zgodnie ze schematem blokowym z generatorem zaleca się podłączyć do sieci poprzez podniesienie napięcia od zera.

15. Testy danych wejściowych. Powinien być wykonany w następującej kolejności:

1 - pomiar rezystancji izolacji. Produkowany jest z megaomomierzem na napięcie 1-2.5 kV dla tulei z izolacją papierowo-olejową. Zmierz rezystancję izolacji mierzonej i ostatnią płytkę wejść względem tulei łączącej. Rezystancja izolacji musi wynosić co najmniej 1000 MΩ.

2 - pomiar stycznej straty dielektrycznej. Produkowany jest na tulejach i izolatorach przepustowych z wewnętrzną główną barierą olejową, papierowo-olejową i bakelitową. Styczna kąta strat dielektrycznych tulei i izolatorów przepustowych nie powinna przekraczać wartości podanych w tabeli 7.

W przypadku tulejek i izolatorów przepustowych, które mają specjalny przewód prowadzący do urządzenia potencjometrycznego (PIN), mierzy się styczną kąta strat dielektrycznych głównej izolacji i izolacji kondensatora pomiarowego. W tym samym czasie wykonywany jest również pomiar pojemności.

Normy odrzucania dla stycznej kąta strat dielektrycznych dla izolacji kondensatora pomiarowego są takie same jak dla głównej izolacji.

W przypadku wejść, które mają przewód pomiarowy z okładziny ostatnich warstw izolacyjnych (do pomiaru kąta strat dielektrycznych), zaleca się zmierzyć styczną straty dielektrycznej tej izolacji.

Tabela 7

Pomiar stycznej kąta strat dielektrycznych przeprowadza się przy napięciu 3 kV.

Aby ocenić stan ostatnich warstw izolacji papierowo-olejowej tulei i izolatorów przepustowych, można skupić się na średnich wartościach doświadczalnych stycznej straty dielektrycznej:

· Dla wejść 110 - 115 kV - 3%;

· Dla wejść 220 kV - 2%;

· Dla wejść 330-500kV - wartości graniczne stycznej kąta strat dielektrycznych przyjętego dla głównej izolacji.

3 - test z częstotliwością przemysłową wysokiego napięcia.

Test jest obowiązkowy dla wejść i izolatorów przepustowych do 35 kV.

Napięcie probiercze izolatorów przepustowych testowanych osobno lub po zainstalowaniu w rozdzielni na wyłączniku oleju itp. Należy wykonać zgodnie z Tabelą 8.

Tabela 8

Badanie tulei zainstalowanych na transformatorach mocy powinno być przeprowadzane w połączeniu z testowaniem uzwojeń tego ostatniego zgodnie z normami przyjętymi dla transformatory mocy  (patrz tabela 5).

Czas stosowania znormalizowanego napięcia probierczego dla izolatorów przepustowych i izolatorów przepustowych z podstawową izolacją ceramiczną, ciekłą lub olejowo-papierową wynosi 1 minutę, oraz z podstawową izolacją z bakelitu lub innych stałych materiałów organicznych 5 minut. Czas stosowania znormalizowanego napięcia testowego dla badanych wejść w połączeniu z uzwojeniami transformatora wynosi 1 minutę.

Uważa się, że dane wejściowe przeszły test, jeśli nie nastąpiło załamanie, nakładanie się, zsuwanie się wyładowań i częściowe wyładowania w oleju (w przypadku wkładów napełnionych olejem), emisje gazów, a także, jeśli test nie został znaleziony, nie zaobserwowano miejscowego przegrzania izolacji.

4 - sprawdź jakość tulei uszczelniających. Produkowany jest dla nieszczelnych wlotów wypełnionych olejem 110-500 kV z izolacją papierowo-olejową, tworząc nadciśnienie o zawartości 98 kPa oleju (1 kgf / cm2).

Czas trwania testu wynosi 30 minut. Podczas testowania nie powinno być żadnych śladów wycieku oleju.

5 - test oleju transformatorowego. W przypadku nowo napełnionych wlotów olej należy sprawdzić w następującej kolejności:

· Analiza oleju przed nalaniem go do urządzenia. Każda partia świeżego oleju transformatorowego pochodzącego z zakładu musi, przed nalaniem do urządzenia, zostać poddana pojedynczym testom zgodnie ze wskaźnikami podanymi w tabeli 6, z wyjątkiem ust. 3. Wartości wskaźników uzyskanych podczas testów nie powinny być gorsze niż te wyszczególnione w tabeli 6.

Oleje produkowane w warunkach procesowych niewymienionych w Tabeli 6 powinny być badane według tych samych parametrów, ale normy testowe powinny być wykonane zgodnie ze specyfikacjami dla tych olejów.

· Analiza oleju przed włączeniem urządzenia. Olej pobrany z urządzenia, zanim zostanie zasilony energią po instalacji, zostanie poddany zmniejszonej analizie w ilości przewidzianej w ust. 1 - 6 tabel 6, a dla urządzeń 110kV i więcej, - zgodnie z pkt 12 tabeli 6.

· Badanie stabilności oleju z aparatu podczas jego mieszania. Przy wlaniu do aparatury świeżych standardowych olejów różnych marek, mieszaninę sprawdza się pod kątem stabilności w proporcjach mieszania, a stabilność mieszaniny nie powinna być gorsza niż stabilność jednego z mieszanych olejów, który ma najmniejszą trwałość. Sprawdzanie stabilności mieszanki olejów dokonuje się tylko w przypadku mieszania olejów hamowanych i niehamowanych.

Po instalacji test jest wypełniony olejem pod względem PP. 1-6 z tabeli 6, a wartość stycznej straty dielektrycznej nie jest większa niż podano w tabeli 9.

Tabela 9

16. Sprawdź wbudowane przekładniki prądowe. Powinien być wykonany w następującej kolejności:

1 - pomiar rezystancji izolacji:

· Uzwojenia pierwotne. Produkowane przez megaomomierz dla napięcia 2500V. Wartość rezystancji izolacji nie jest znormalizowana.

Dla przekładników prądowych o napięciu 330 kV typu TFKN - 330, rezystancja izolacji mierzona jest w oddzielnych strefach, a wartości rezystancji izolacji muszą być co najmniej podane w Tabeli 10.

· Uzwojenia wtórne. Produkowany jest z megaomerem na napięcie 500 lub 1000V.

Tabela 10

Rezystancja izolacji uzwojeń wtórnych wraz z połączonymi z nimi obwodami musi wynosić co najmniej 1 m.

2 - pomiar stycznej strat dielektrycznych izolacji. Produkowane dla przekładników prądowych o napięciu 110 kV i wyższych.

Tangensowa strata dielektryczna izolacji przekładników prądowych w temperaturze +20 ° С nie powinna przekraczać wartości podanych w tabeli 11.

Tabela 11

3 - Test częstotliwości przemysłowej wysokiego napięcia:

Tabela 12

· Izolacja uzwojeń pierwotnych. Testowanie jest obowiązkowe dla przekładników prądowych do 35 kV.

Czas stosowania napięcia znamionowego dla przekładników prądowych:

Z izolacją ceramiczną, płynną lub olejowo-papierową - 1 minuta;

Z izolacją od stałych materiałów organicznych lub mas kabli - 5 minut;

· Izolacja uzwojeń wtórnych. Wartość napięcia probierczego do izolacji uzwojeń wtórnych wraz z obwodami do nich przyłączonymi wynosi 1kV. Czas stosowania znormalizowanego napięcia testowego wynosi 1 minutę.

4 - charakteryzacja namagnesowania przekładników prądowych. Powinny być wykonywane przy pomiarze prądu od zera do wartości nominalnej, jeśli nie wymaga ono napięcia wyższego niż 380V.

Dla przekładników prądowych przeznaczonych do zasilania przekaźnik zabezpieczeniowy, automatyczne oscyloskopy awaryjnych, urządzeń blokujących, i tak dalej. F., jeśli to konieczne błędów obliczania produkt asymetrii prądów i nośności w stosunku do przepływu prądu wyżej warunkach nominalnych właściwości usuwania powstającej, gdy prąd zmienia się od zera do takiej wartości, przy której zaczyna się nasycenie obwodu magnetycznego.

Jeśli uzwojenia gałęzi, charakterystyka powinna zostać usunięta na gałęzi roboczej.

Uzyskane charakterystyki porównuje się z typową charakterystyką namagnesowania lub z właściwościami magnesowania innych podobnie skorygowanych przekładników prądowych.

5 - pomiar współczynnika transformacji we wszystkich gałęziach. Jest przeznaczony do wbudowanych przekładników prądowych i transformatorów z urządzeniem przełączającym (we wszystkich położeniach przełączników). Odchylenie ustalonej wartości współczynnika od paszportu powinno mieścić się w granicach dokładności pomiaru.

6 - pomiar rezystancji uzwojenia dla prądu stałego. Jest wytwarzany przy uzwojeniach pierwotnych przekładników prądowych o napięciu 10 kV i powyżej, posiadającym urządzenie przełączające. Odchylenie zmierzonej wartości rezystancji uzwojenia od rezystancji paszportu lub uzwojenia innych faz nie powinno przekraczać 2%.

Transformatory olejowe o wydajności powyżej 1,6 MVA, jak również rozgałęzione trans

dawne elektrownie, niezależnie od mocy, są testowane w całości.

Transformatory olejowe o wydajności do 1,6 MVA są testowane na PP. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.

Transformatory suche są testowane przez PP. 1-8, 12, 14.

Celem badań przeprowadzonych podczas okresu naprawy jest sprawdzenie stanu transformatora i jakości naprawy.

O dopuszczalności załączania transformatorów bez suszenia decydują wyniki zestawu badań i pomiarów, z uwzględnieniem warunków, w jakich transformator był zlokalizowany przed instalacją i podczas jej realizacji.
  warunki progowe transformatory bez suszenia i konieczność suszenia czynny udział reguluje „Instrukcja transformatorów izolacyjnych Kontrola przed uruchomieniem” oraz „Regulaminu transportu, magazynowania, montaż i uruchomienie transformatorów elektroenergetycznych o napięciu 35 kV bez zmiany ich aktywnych składników” .

Krótki opis metod kontroli wilgotności.

Aby włączyć transformator bez suszenia, wymagana jest ocena stopnia wilgotności izolacji, która jest określona przez następujące cechy głównej izolacji transformatorów wypełnionych olejem:
   pomiar 15-sekundowej i jednominutowej rezystancji izolacji (R15 i R60) i określenie współczynnika absorpcji;
   pomiar stycznej zbrojenia dielektrycznego uzwojeń;
   mierzenie pojemności i ustalanie stosunku C2 / C50 (metoda pojemnościowo-częstotliwościowej);
   ustalenie zależności Д С / С i przyrosty tych wartości na końcu i na początku inspekcji, jeżeli podczas instalacji aktywna część transformatora została sprawdzona poza olejem (metoda "wydajność - czas");
   przez pomiar pojemności w stanie nagrzanym i zimnym i określenie stosunku C burn / Schol, jeżeli warunki instalacji wymagają ogrzewania transformatora w oleju (metoda "wydajności-temperatury").
Współczynnik absorpcji. Stan izolacji uzwojeń określany jest przez współczynnik pochłaniania, tj. Przez stosunek rezystancji izolacji uzwojenia w zależności od czasu podania napięcia. Rezystancja izolacji uzwojeń jest mierzona za pomocą megaomomierza 15 i 60 s po zastosowaniu napięcia i określa się współczynnik absorpcji równy stosunkowi R15 / R60. Jeśli w 10-30 ° C stosunek R15 / R60 jest równy 1,3, współczynnik pochłaniania odpowiada normie.
Tangens strat dielektrycznych. Wartość tan δ również charakteryzuje ogólny stan izolacji, będący wskaźnikiem jej wilgotności i strat w niej.
Po przyłożeniu do napięcia izolacji z sieci zużywa nie tylko moc bierną, ale także czynną. Stosunek mocy czynnej zużywanej przez izolację do reaktywności nazywany jest styczną straty dielektrycznej, wyrażoną w procentach. Wartość tg δ uzwojeń transformatora do 35 kW przy mocy poniżej 2500 kV A nie powinna przekraczać 1,5% przy 10 ° С, 2% przy 20 ° С, 2,6% przy 30 ° С i 8% przy 70 ° С .
Metoda "pojemność -   częstotliwość ".  Stopień zwilżania uzwojenia ocenia się na podstawie zależności pojemności na częstotliwości prądu płynącego przez uzwojenia w stałej temperaturze (metoda pojemnościowo-częstotliwościowej). Wydajność uzwojenia przy częstotliwościach 2 Hz (C2) i 50 Hz (C50) jest mierzona za pomocą specjalnego przyrządu do monitorowania wilgotności PCV w temperaturze 10-20 ° C. Stosunek C2 / C50 charakteryzuje stopień zawilgocenia izolacji uzwojenia. Stosunek ten nie powinien być większy niż: 1,1-w temperaturze uzwojeń 10 ° C; 1,2 - przy 20 ° С i 1,3 - przy 30 ° С.
Metoda "pojemność - czas".  Określić względny wzrost wydajności czasu DS w odniesieniu do pojemności C badanego uzwojenia w tej samej temperaturze. Metoda "pojemność - czas" D S / S pozwala wykryć nawet niewielkie tłumienie izolacji transformatora.
Metoda "pojemność - temperatura".  Inna pojemna metoda regulacji wilgotności izolacji uzwojenia oparta jest na zależności pojemności zwojów od temperatury. Fizyczną podstawą jest zmiana stałej dielektrycznej izolacji, a tym samym jej pojemności z temperaturą. Wpływ temperatury na wartość stałej dielektrycznej mokrej izolacji jest bardziej wyraźny niż wpływ suchej izolacji. Maksymalna dopuszczalna wartość uzwojeń Sgor / Schol w oleju wynosi 1,1.
   Parametry izolacji mierzone w jej temperaturze nie niższej niż 10 ° C Pomiar można wykonać nie wcześniej niż 12 godzin po zakończeniu napełniania zbiornika transformatora olejem.
   Zakres i procedura testowania transformatorów w celu określenia, czy można je włączyć bez suszenia, a także warunki włączenia bez suszenia podane są w instrukcjach i nie są tutaj uwzględniane.
   Transformatory o wszystkich wydajnościach podlegające kontrolowanemu nagrzewaniu w oleju w obecności śladów zwilżania oleju, z którego przybył transformator, lub jeśli czas przechowywania przy montażu bez dodawania oleju przekracza czas wskazany w instrukcji, ale nie więcej niż 7 miesięcy, lub czas, w którym aktywna część transformatora pozostaje w powietrzu przekracza czas określony w instrukcji, ale nie więcej niż dwa razy lub właściwości izolacji nie spełniają norm.
Jeżeli w wyniku ogrzewania sterowania transformatorem właściwości izolacji nie są zgodne z normami lub czas przechowywania bez uzupełniania oleju przekracza 7 miesięcy, ale nie dłużej niż rok, przeprowadzić suszenie izolacji.
   Konieczne jest suszenie transformatorów o wszystkich pojemnościach: jeżeli na części czynnej lub w zbiorniku są ślady wody; czas przebywania części czynnej w powietrzu, która przekracza ponad dwukrotnie znormalizowany czas; przechowywanie transformatora bez dodawania oleju przez ponad rok; niezgodność charakterystyki izolacji z normami po suszeniu kontrolnym.
   Sterowanie ogrzewaniem, które odbywa się we własnym zbiorniku transformatora za pomocą oleju bez próżni, trwa do momentu, aż temperatura górnych warstw oleju przekroczy najwyższą temperaturę podaną w paszporcie o 5-15 ° C, w zależności od metody ogrzewania. W suszeniu kontrolnym uzwojeń transformatora ogrzewanie przeprowadza się tymi samymi metodami, co ogrzewanie kontrolne do temperatury górnych warstw oleju, równe 80 ° C, pod próżnią, przewidziane przez konstrukcję transformatora. W trybie suszenia kontrolnego zaleca się: co 12 godzin suszenia przez 4 godziny, obieg oleju przez pompę transformatora; czas suszenia nie powinien przekraczać 48 godzin (nie licząc czasu nagrzewania). Gdy charakterystyka izolacji osiąga normę, suszenie jest zatrzymywane, ale nie wcześniej niż 24 godziny po osiągnięciu temperatury 80 ° C. Schemat suszenia transformatora pokazano na rys. 1.

Ryc. 1.
   1 - zbiornik transformatora, 2 - wakuometr, 3 - kran, 4 i 5 - pompy olejowe i próżniowe. Strzałki wskazują ruch oleju.
   Najpopularniejszą metodą suszenia aktywnej części transformatora jest metoda strat indukcyjnych w obudowie, polegająca na jej nagrzewaniu przez prądy wirowe, które występują, gdy obudowa ma zmienny strumień magnetyczny. Strumień magnetyczny zmienia się za pomocą specjalnej magnesującej rany nawojowej na obudowie i zasilanej prądem zmiennym. Prądy wirowe ogrzewają obudowę, w wyniku czego część czynna jest ogrzewana przez szczelinę powietrzną. Przed osuszeniem olej ze zbiornika transformatora zostaje całkowicie usunięty.
   W celu równomiernego ogrzewania uzwojenie jest umieszczane na dolnej i górnej części zbiornika, pozostawiając około 1/3 wysokości swobodnej. W dolnej części zbiornika leży około 60-65% całkowitej liczby zwojów. Ogrzewanie reguluje obroty uzwojenia przełączającego.
   Przekrój drutu i liczba zwojów uzwojenia magnesującego, jak również wymagana moc do ogrzewania transformatora określają specjalne katalogi.
   Aby wyeliminować opóźnienie nagrzewania dna zbiornika od góry, dno zbiornika transformatora jest dodatkowo ogrzewane przez dmuchawę lub zamknięte piece elektryczne. Izolacja termiczna zbiornika stwarza dogodne warunki dla przyspieszenia suszenia i oszczędzania energii. Zwykle wykonuje się go z dwuwarstwowych arkuszy azbestu o grubości 4-5 mm. Arkusze są mocowane za pomocą sznurka lub taśmy pastuchowej, ale nie drutów. Wieczko jest izolowane, aby uniknąć kondensacji wilgoci na nim. Aby kontrolować temperaturę, termopary są instalowane w środkowej fazie uzwojeń i termometrów na żelazku zbiornika.
   Sprawdź niezawodność uszczelek gładki wzrost podciśnienia. Następnie wykonaj próbne ogrzewanie transformatora. Przez około godzinę na różnych poziomach regulacji, porównaj wyniki pomiarów bieżących z obliczonymi danymi. Obserwuj szybkość nagrzewania zbiornika. Jeśli wyniki próbnego ogrzewania są zadowalające, transformator uznaje się za gotowy do wyschnięcia.

   Ryc. 2 .:
   1 - jednostka podciśnieniowa, 2 - zawór do kontroli podciśnienia, 3 - wakuometr, 4 - tymczasowe wejścia do pomiaru, 5 - transformator, 6 - uzwojenie magnesujące, 7 - rura do nadmuchu gorącego powietrza, 8 - przewody zasilające, 9 - piece elektryczne, 10 - studzienka do opróżniania oleju, 11 - uziemienie zbiornika, 12 - separator (wirówka)
   Suszenie transformatora przez straty w obudowie rozpoczyna się od nagrzania transformatora. Jednocześnie należy zapewnić płynny wzrost temperatury obudowy, regulując liczbę zwojów. Czas trwania nagrzewania obudowy waha się od 12 do 15 godzin dla transformatorów średniej mocy. Konieczne jest staranne sterowanie trybem suszenia w temperaturze, nie pozwalając na wzrost temperatury uzwojeń powyżej 100-105 i obudowy 110-120 ° C. Suszenie przeprowadza się pod próżnią. Pierwszym wskaźnikiem końca suszenia jest rezystancja uzwojenia ustalona w ciągu 6 godzin przy stałej próżni i temperaturze uzwojeń. Drugi wskaźnik - zniknięcie lub niewielki kondensat. Po osuszeniu i obniżeniu temperatury uzwojeń transformatora do 75-80 ° C, jego zbiornik jest wypełniony wysuszonym olejem pod zmniejszonym ciśnieniem przez dolny zawór. Transformatory o napięciu do 35 kV mogą być napełniane olejem (bez próżni) w jego temperaturze nie niższej niż 10 ° С. W procesie suszenia i przelewania oleju do transformatora temperatura grzania zbiornika i części czynnej jest regulowana poprzez okresowe włączanie i wyłączanie mocy uzwojenia magnesującego. Schemat suszenia transformatora przez straty indukcyjne pokazano na rys. 2

Transformatory stosowane są w różnych dziedzinach elektrotechniki - energetyce, elektronice i radiotechnice. Te urządzenia są przeznaczone do konwersji napięcia. prąd przemienny  i izolacja galwaniczna. W zależności od przeznaczenia i cech konstrukcyjnych wyróżnia się autotransformatory, transformatory mocy, separatory, transformatory dopasowujące, autotransformatory, transformatory prądowe i napięciowe. Najczęściej używane transformatory mocykonwersja energii elektrycznej w różnych typach sieci elektrycznych.

Ogólne wymagania techniczne, zasady akceptacji, zakres i metody testowania transformatorów  GOST 11677-75 "Transformatory mocy, ogólne warunki techniczne" są zainstalowane. Transformatory produkcyjne podlegają testom akceptacyjnym, typowym, okresowym i kwalifikacyjnym. Metody badań są również określone przez normy GOST 3484-77, GOST 22756-77, GOST 8008-75.

Podczas eksploatacji przeprowadzane są testy odbiorcze transformatorów podczas rozruchu, testowanie transformatorów po naprawach (kapitałowych i bieżących), a także testy prewencyjne pomiędzy naprawami. Dokumenty prawne dotyczące testów w eksploatacji to:

• Przepisy dotyczące instalacji elektrycznej (ПУЭ);
• Reguły obsługa techniczna  instalacje elektryczne konsumentów (ПТЭЭП);
• instrukcja RTM 16.800.723-80 "Transformatory mocy Transport, rozładunek, magazynowanie, instalacja i uruchomienie";
• instrukcja RTM 16.687.000-73 "Instrukcje dotyczące transportu, rozładunku, przechowywania, instalacji i rozruchu transformatorów mocy ogólnego przeznaczenia o napięciu 110 - 500 kV";
• instrukcja OAH 458.003-70 "Transport, przechowywanie, instalacja i rozruch transformatorów mocy dla napięcia do 35 kV włącznie bez rewizji ich części czynnych".

Rodzaje testów transformatora

Zgodnie z wymaganiami dokumentów normatywnych, testowanie transformatorów mocy podczas eksploatacji obejmuje następujące operacje:

Test na suchy transformator  nie obejmuje punktów kontrolnych związanych z układem hydraulicznym. Przed badaniem przeprowadzana jest zewnętrzna kontrola wszystkich elementów transformatora, w tym kontrola obecności uszczelek na zaworach i korku, sprawdzanie poziomu oleju w transformatorze i jego uziemienie.

Przed włączeniem transformatory są ogrzewane lub suszone. w przypadku moczenia oleju lub izolacji, długotrwałego przebywania transformatora w powietrzu, jeżeli właściwości izolacji nie spełniają ustalonych norm. Warunki włączenia suchych transformatorów są określone zgodnie z dokumentacją producenta. Charakterystyki izolacji muszą być mierzone nie mniej niż 12 godzin po zakończeniu napełniania olejem iw temperaturze nie niższej niż 10 ° С.

Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń transformatora  Przeprowadza się go za pomocą megaomomierza o napięciu roboczym 2500 V. Przed pomiarem i pomiędzy pomiarami wszystkie uzwojenia transformatora są uziemione. Tangens stratności dielektrycznej uzwojenia mierzy się za pomocą mostka ac. Pomiar stycznej straty transformatorów wypełnionych olejem przeprowadza się przy napięciu nieprzekraczającym 2/3 napięcia testowego ustalonego przez producenta i bez oleju o napięciu nieprzekraczającym 220 V.

Transformatory do testowania elektrycznegozawierają pojemność pomiarową do określenia wilgotności uzwojeń. Wydajność zwilżonej izolacji zmienia się z większą częstotliwością niż w przypadku suchej izolacji. Pomiary pojemności wykonywane są przy 2 Hz i 50 Hz. Wilgotność można również monitorować za pomocą współczynnika absorpcji, który jest stosunkiem wartości rezystancji izolacji po 60 minutach pomiaru do wartości po 15 minutach.

Dla każdego z uzwojeń wykonywane są testy wysokonapięciowe transformatorów o podwyższonym napięciu częstotliwości przemysłowej. Wszystkie pozostałe zaciski są uziemione. Izolacja transformatorów olejowych nie może być sprawdzana przez podwyższone napięcie. Napięcie testowe wzrasta płynnie do znormalizowanej wartości, jest utrzymywane przez 1 minutę i stopniowo maleje.

Testowanie transformatorów mocy  w przypadku obecności ukrytych wad dokonuje się pomiaru rezystancji uzwojenia do prądu stałego. Pomiar wykonuje się metodą mostkową lub woltomierzem i amperomierzem. Pomiar rezystancji izolacji transformatorów DC jest mierzony dla wszystkich gałęzi uzwojenia wszystkich faz.

Transformator jest sprawdzany pod kątem prawidłowego połączenia uzwojenia poprzez określenie jego współczynnika transformacji. Pomiar wykonuje się za pomocą dwóch woltomierzy.

Grupa połączeń uzwojeń transformatora jest sprawdzana metodą dwóch woltomierzy, metodą bezpośrednią (miernik fazy) lub metodą prąd stały. Straty prądu i braku obciążenia charakteryzują się histerezą i stratami prądu wirowego. Pomiar odbywa się za pomocą systemów pomiarowych lub watomierzy. Usuwanie wykresu kołowego odbywa się we wszystkich położeniach przełącznika za pomocą sposobu lamp sygnalizacyjnych lub metodą woltomierza-amperomierza.

Rozmieszczenie transformatora wykonuje się mierząc napięcie między przeciwnymi fazami włączanego transformatora i siecią (lub innym transformatorem) i kontrolując brak napięcia między fazami. Weryfikacja odbywa się za pomocą woltomierza lub specjalnych wskaźników. Sprawdzanie oleju w transformatorze odbywa się poprzez sprawdzenie jego wysokiego napięcia i określenie stycznej straty dielektrycznej.

Na koniec uzyskane dane są przekazywane do raportu z badań transformatora mocy. Transformator można uruchomić, jeżeli wszystkie wyniki są zgodne z ustalonymi normami i wymaganiami. Testowanie transformatorów mocy to złożona i czasochłonna praca wymagająca wysokiego profesjonalizmu i doświadczenia.

Firma elektryczna "Lab-electro" profesjonalnie, szybko i sprawnie testuje transformatory mocy. Specjaliści z naszej firmy mają duże doświadczenie w wykonywaniu tego typu prac i wiążą się z najwyższą odpowiedzialnością z całym procesem testowania. Zastosowanie nowoczesnego sprzętu specjalistycznego pozwala uzyskać dokładne dane, które są starannie wprowadzane do raportu z badań transformatora mocy.

Przeprowadzając testy w firmie elektrycznej Electro-Electro zapewnimy długą i niezawodną pracę transformatorów mocy!

Strona 2 z 22

I. WERYFIKACJA I TESTOWANIE URZĄDZEŃ ELEKTRYCZNYCH PODSTAW
  1. BADANIA TRANSFORMATORÓW MOCY

egzamin zewnętrzny

Zewnętrzna kontrola sprawdza integralność zbiornika, grzejników i izolatorów, a także uszczelek i śrub głowicy lakierniczej (nakrętki) na grzybie zaworu, brak śladów wycieku oleju i poziom oleju wlany do transformatora, który powinien znajdować się w granicach wskaźnika oleju. Dokręcanie śrub uszczelniających przed badaniem szczelności nie jest dozwolone. Konieczne jest zwrócenie uwagi na uziemienie zbiornika transformatora.

pomiar wilgotności nawijania

Transformatory o wszystkich pojemnościach i napięciach można uruchamiać bez uprzedniego suszenia, jeżeli wyniki badań izolacji przeprowadzonych w instalacji, w porównaniu z danymi z testów fabrycznych, spełniają wymagania "Instrukcji monitorowania stanu izolacji transformatorów przed uruchomieniem" CH 171-61. Poniżej przedstawiono metodę indywidualnych pomiarów, której całość określa możliwość włączenia transformatora do pracy bez suszenia.

Pomiar rezystancji izolacji.

Rezystancja izolacji między każdym uzwojeniem a obudową i między uzwojeniami transformatora jest mierzona za pomocą megaomomierza dla napięcia 2500 V.
   Aby wyeliminować wpływ prądów upływu na powierzchnię izolatorów, zwłaszcza podczas pomiarów w czasie deszczu, stosowane są pierścienie ekranu z nieizolowanego drutu miedzianego, podłączone do zacisku ekranowego miernika (rys. 1).
   Przed rozpoczęciem pomiaru rezystancji izolacji, testowany transformator jest uziemiony przez 2-3 minuty i dokładnie wytrzeć powierzchnię wejść. Licznik megaomów odczytuje po 15 i 60 sekundach po rozpoczęciu obrotu klamki, co odpowiada wartościom R15 i R60. Rękojeść miernika megooma powinna być obracana równomiernie z prędkością 110-120 obrotów na minutę. Wskazane jest użycie megaomomierza z napędem silnikowym typu PM-89 lub z urządzeniem do prostowania kenotroniki.
   Pomiary te określają również współczynnik absorpcji, czyli stosunek R15 / R60., Który jest jednym ze wskaźników stopnia wilgotności uzwojeń.
   W przypadku transformatora o napięciu do 35 kV włącznie, o wydajności mniejszej niż 10 MVA przy różnych temperaturach uzwojenia, wartość rezystancji izolacji musi być nie mniejsza niż podane wartości:
   Temperatura uzwojenia w ° C 10 20 30 40 50 60 70
   R60 w My. 450 300 200 130 90 60 40
   Zmierzona wartość rezystancji izolacji jest porównywana z wartością rezystancji izolacji według producenta (zgodnie z protokołem testu fabrycznego).
   Przed porównaniem wartość R60 zmierzona w fabryce powoduje, że temperatura pomiaru w instalacji jest pomnożona przez współczynnik konwersji K1.

Ryc. 1. Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń transformatora z zachodzącymi na siebie pierścieniami ekranu
  Wartość współczynnika K \\ w zależności od różnicy temperatur podczas testowania fabrycznego (f2) i przy pomiarze w instalacji (t \\):

  Rezystancja izolacji w instalacji powinna być nie mniejsza niż 70% rezystancji izolacji zgodnie z raportem z badań. Wartość współczynnika absorpcji R60 / R15.
  Nie powinien być niższy niż 1,3 w temperaturze 10-30 ° C.

Pomiar stosunku AC / C.

Jedną z metod pomiaru wilgotności uzwojeń jest metoda "wydajność - czas", przez którą mierzy się przyrost mocy (AC) do pojemności (C) przez określony czas. Stosunek tych wartości (A C / C) charakteryzuje stopień zawilgocenia izolacji uzwojeń transformatora: wraz ze wzrostem wilgotności wzrasta stosunek A / C. Stosunek A / C mierzy się specjalnym urządzeniem typu EB-3 na transformatorach nie napełnionych olejem. Zwykle pomiary te wykonywane są na początku rewizji transformatora, po podniesieniu wgłębienia i na końcu rewizji, zanim rdzeń transformatora zostanie zanurzony w oleju. Współczynnik A C / C jest mierzony dla każdego uzwojenia z wolnym uzwojeniem podłączonym do uziemionej obudowy. Przed pomiarem uzwojenie testowe jest uziemione na 2-3 minuty. Przewody łączące instrument z uzwojeniem testowym powinny być jak najkrótsze.
   Tabela 1

Wartość wskaźnika A C / C w%, mierzona pod koniec audytu, oraz różnica w% pomiędzy wartością D / C na końcu i na początku audytu powinna zawierać się w wartościach podanych w tabeli. 1.
   Wartość stosunku L S / S wzrasta wraz ze wzrostem temperatury. Dlatego też, jeśli podczas przeglądu transformatora zmieniłaby się temperatura części odłączalnej i pomiary stosunku C / C / C zostały wykonane w różnych temperaturach na końcu i na początku przeglądu, przed porównaniem należy je obniżyć do tej samej temperatury. Ponowne obliczenie wartości D C / S zmierzonej na końcu rewizji w temperaturze t \\ do temperatury uzwojenia na początku rewizji t2 następuje przez pomnożenie przez współczynnik ponownego obliczenia temperatury K2


   Pomiar pojemności uzwojenia w różnych temperaturach. Wydajność nawilżonej izolacji wzrasta wraz ze wzrostem temperatury znacznie szybciej niż pojemność nie nawilżonej izolacji, dlatego w odniesieniu do pojemności uzwojeń transformatora, mierzonych w różnych temperaturach, można ocenić stopień wilgotności ich izolacji. Pojemność jest mierzona na transformatorze wypełnionym olejem za pomocą mostka AC
   MD-16, aw przypadku jego braku dla transformatorów o mocy mniejszej niż 10 MVA, napięcie do 35 kV za pomocą metody amperomierzy-woltomierzy. Wydajność uzwojenia mierzy się za pomocą podgrzewanego transformatora do temperatury uzwojenia nie niższej niż 70 ° C (Cg) i w temperaturze niższej o 50 ° C (Schol).
Wartość stosunku Stor / Schol dla transformatorów o mocy mniejszej niż 10 MVA i napięciu do 35 kV włącznie nie może przekraczać 1,1.

Pomiar pojemności uzwojenia przy różnych częstotliwościach.

Stopień nawilżania uzwojeń transformatora można również określić mierząc ich pojemność przy różnych częstotliwościach (metoda pojemnościowo-częstotliwościowa). Wydajność uzwojeń mierzy się przy częstotliwości 50 Hz (C50) i przy częstotliwości 2 Hz (Cr) ze specjalnym urządzeniem kontroli wilgotności typu PKV na transformatorze, napełnionym olejem, pomiędzy każdym uzwojeniem a obudową z uziemionymi swobodnymi uzwojeniami. Przed pomiarem badane uzwojenie powinno być uziemione na 2-3 minuty. Im bardziej zwilżana jest izolacja uzwojeń transformatora, tym większy jest stosunek C2 / C50. Zwiększa się również wraz ze wzrostem temperatury uzwojeń transformatora, dlatego pomiary wykonywane są w temperaturze zwojów 10-30 ° C.
   Wartość stosunku C2 / C50 zależy również od stycznej kąta stratności dielektrycznej (tgb) oleju wlanego do transformatora: w miarę wzrostu ilości oleju tgb stosunek C2 / C50 wzrasta.
   W przypadku transformatorów o napięciu do 35 kV włącznie i mocy mniejszej niż 10 MVA, wartość uzwojeń C2 / C50 w różnych temperaturach nie powinna przekraczać następujących wartości:
   Temperatura uzwojenia w ° С 10 20 30
   Stosunek C2 / C5o 1.1 1.2 1.3
   Pomiar stycznej kąta strat dielektrycznych (tg6). Nawilżanie izolacji uzwojeń transformatora, a także wiele innych defektów, prowadzi do zwiększenia strat dielektrycznych, aw rezultacie do zwiększenia stycznej kąta strat dielektrycznych (tg6).

   Ryc. 2. Schemat ideowy mostu
   MD-16 (odwrócony) Tn - testowy transformator; Cx jest obiektem testowym; Sd, - przykładowy kondensator; G - galwanometr; R2 - zmienna rezystancja; Rt - stała rezystancja; C - magazyn cystern; E - ekran; P - rozładowujący

Pomiar tg b wytwarzany przez prąd przemienny typu MD-16. Stosowany jest tak zwany "odwrócony" układ mostkowy (rys. 2), umożliwiający dokonywanie pomiarów bez usuwania wejść z transformatora. Pomiar stycznej straty dielektrycznej jest obowiązkowy dla transformatorów o napięciu 35 kV, ale może być również przeprowadzony dla transformatorów klasy niższego napięcia, jeżeli zgodnie z wynikami innych pomiarów niemożliwe jest wyciągnięcie ostatecznego wniosku o stanie izolacji.
   Tangens strat dielektrycznych jest mierzony w temperaturze nie niższej niż + 10 ° C na transformatorach wypełnionych olejem, przy napięciu zmiennym nie przekraczającym 60% fabrycznego napięcia probierczego, ale nieprzekraczającego 10 kV.
Styczna kąta strat dielektrycznych w izolacji transformatora zależy od tg6 oleju wlanego do transformatora. Wraz ze wzrostem oleju tg6 wzrasta jego uzwojenie itg6. Wartość izolacji tg6 uzwojeń transformatora nie powinna przekraczać wartości podanych w tabeli. 2
   Tabela 2

Wartości tg 6 wymienione w tabeli odnoszą się do wszystkich uzwojeń tego transformatora. Wartość tg6 na instalacji nie powinna przekraczać 130% wartości określonej w raporcie z badań. Wartości tg6 zmierzone w fabryce w temperaturze t2 prowadzą do temperatury pomiaru w instalacji przez podzielenie przez współczynnik K2.
   Współczynnik konwersji temperatury

Olej do pobierania próbek. Próbkę oleju pobiera się z dna zbiornika w temperaturze oleju upustowego nie niższej niż + 5 ° C. Naczynia, w których pobierana jest próbka, powinny być czyste i dobrze wysuszone. Wybrany olej poddaje się zmniejszonej analizie laboratoryjnej pod kątem braku wilgoci, zawartości zanieczyszczeń mechanicznych, reakcji wodnego ekstraktu i oznaczenia liczby kwasowej. Ponadto należy określić wytrzymałość elektryczną oleju na urządzeniu typu AMI-60 lub AII-70 w standardowym urządzeniu wyładowczym.
   Napięcie przebicia oleju powinno być nie mniejsze niż 25 kV dla transformatorów o napięciu do 15 kV włącznie i nie mniejszym niż 30 kV dla transformatorów o napięciu do 35 kV włącznie.

testowanie izolacji uzwojeń transformatora prądem zmiennym o wysokim napięciu

Test napięcia prądu przemiennego wysokiego napięcia jest głównym, potwierdzającym dobry stan izolacji uzwojeń transformatora i obecność niezbędnego marginesu wytrzymałości elektrycznej. Każde uzwojenie transformatora poddawane jest temu testowi w odniesieniu do obudowy, do której do czasu testu podłączane są inne, poprzednio zwarte uzwojenia.
   Transformatory o niskiej mocy są testowane przy użyciu urządzenia typu AII-70, a transformatory o wyższej mocy są testowane przy użyciu specjalnego transformatora podwyższającego napięcie.
   Napięcie testowe zwiększa się płynnie z prędkością, co pozwala na pewny odczyt przyrządów pomiarowych. Czas trwania testu wynosi 1 min, po którym napięcie stopniowo zmniejsza się do zera.
Wartość napięcia testowego można zmierzyć za pomocą woltomierza podłączonego do niskiego boku badanego transformatora.
   Wartość napięcia probierczego jest pobierana nie więcej niż 90% napięcia testowego w fabryce. Wartość fabrycznych napięć testowych (.po GOST 1516-60) podana jest w tabeli. 3
   Uszkodzenia izolacji podczas testu są wykrywane przez ostre wstrząsy strzałek urządzeń mierzących napięcie probiercze i prąd instalacyjny, przez charakterystyczny dźwięk wyładowań wewnątrz zbiornika transformatora lub przez dym wydobywający się z wtyczki oddechowej lub przez odłączenie maszyny od strony zasilania instalacji testowej.
   Tabela 3

Po zakończeniu testu konieczne jest ponowne zmierzenie rezystancji izolacji uzwojeń transformatora za pomocą megaomomierza.

pomiar rezystancji transformatora DC

Pomiar rezystancji uzwojeń transformatora do prądu stałego przeprowadzany jest w celu wykrycia zerwań i gałęzi uzwojenia, słabych styków, uszkodzenia lutowia i wykrywania zwarć cewki w cewkach. Rezystancja uzwojenia mierzona jest metodą mostkową lub metodą spadku napięcia.

Rezystancje do 1 oma mierzone są za pomocą podwójnego mostka typu MD-6 lub mostka typu P-316, również odpowiedniego do pomiaru rezystancji powyżej 1 oma.
   Podczas pomiaru metodą spadku napięcia schemat pomiaru dobiera się również w zależności od wielkości mierzonego oporu (ryc. 3).
   Aby uniknąć uszkodzenia przez urządzenia zewnętrzne, woltomierz musi być włączony przy stałym napięciu i odłączony, zanim prąd zostanie wyłączony.
   Urządzenia stosowane do pomiaru muszą być klasy dokładności co najmniej 0,5. Wartość prądu podczas pomiarów nie powinna przekraczać 20% prądu znamionowego uzwojenia, aby nie wprowadzać dodatkowego błędu pomiaru w wyniku ogrzewania uzwojenia.

Opór powinien być mierzony w stanie ustalonym; temperaturę, w której dokonano pomiarów, mierzy się i wskazuje w sprawozdaniu z badań.
   Mierzy się rezystancję liniową wszystkich uzwojeń transformatora i, jeżeli istnieje przełącznik zaczepów, we wszystkich swoich położeniach.

   Ryc. 3. Pomiar rezystancji uzwojenia transformatora do prądu stałego metodą spadku napięcia
   a - dla małych oporów; b - dla wysokich rezystancji; B - akumulator 6-12 w \\ R - reostat; K - przycisk, aby włączyć woltomierz
Uzyskane wartości należy porównać ze sobą oraz z danymi z testów fabrycznych. Porównując wartości rezystancji, konieczne jest doprowadzenie ich do tej samej temperatury za pomocą wzorów:
   do uzwojenia z drutu miedzianego;
- dla zwojów od drut aluminiowy,
   gdzie R2 oznacza odporność na obniżenie do temperatury 4; Ri oznacza rezystancję mierzoną w temperaturze t1.

Wartości rezystancji poszczególnych faz transformatora nie powinny się różnić od siebie i od danych fabrycznych o więcej niż 2%. Jeśli rozbieżność z danymi fabrycznymi przekracza 2%, ale jest taka sama dla wszystkich faz, powinieneś szukać błędu w pomiarach.

określenie współczynnika transformacji

Współczynnik transformacji ustala się dla transformatorów po ich przeglądzie ze zmianą uzwojeń, przywiezionych i nieposiadających paszportu.
   Stosunek transformacji transformatora jest to stosunek napięcia na uzwojeniu najwyższego napięcia (HV) do napięcia na uzwojeniu najniższego napięcia (LV) na biegu jałowym:

   gdzie CT jest stosunkiem transformacji;
   Ui to napięcie na uzwojeniu wysokiego napięcia;
   U2 ~ napięcie na uzwojeniu HH.
   Współczynnik przekształcenia określa się dla wszystkich odgałęzień uzwojeń dostępnych dla przełączania i dla wszystkich faz. W przypadku transformatorów trójuzwojeniowych wystarczy sprawdzić stosunek transformacji tylko dla dwóch par uzwojeń. Pomiary wykonuje się za pomocą dwóch woltomierzy (ryc. 4). Napięcie przyłożone do uzwojenia wysokiego napięcia.
   Dla transformatorów małej mocy napięcie wejściowe powinno wynosić 20-30% napięcia znamionowego, a dla transformatory mocy  wystarczy 1-5%.
   Podczas badania transformatorów trójfazowych do jednego uzwojenia doprowadza się symetryczne napięcie trójfazowe, a jednocześnie mierzy się napięcie między odpowiednimi zaciskami obu badanych zwojów.
   W przypadku braku trójfazowego napięcia symetrycznego, stopień przemiany można określić przy wzbudzeniu jednofazowym, jeżeli możliwe jest mierzenie napięć fazowych, a także dla transformatorów, w których co najmniej jedno uzwojenie jest połączone z "trójkątem".
   Współczynnik transformacji jest mierzony przez naprzemienne zwieranie jednej z faz zgodnie ze schematami przedstawionymi na rys. 5, a, b, c. Stosunek transformacji tą metodą będzie wynosił 2 / Cf (ze schematem Y / D) lub / Cf / 2 (ze schematem D / Y), gdzie Kf jest współczynnikiem transformacji fazowej.
Jeśli punkt zerowy zostanie uzyskany w uzwojeniu podłączonym do "gwiazdy", to stosunek przemiany można zmierzyć bez zwarcia faz zgodnie ze schematami przedstawionymi na rys. 6 a, b, c. W tym przypadku stosunek przemiany fazowej jest mierzony bezpośrednio. Do pomiarów należy stosować przyrząd o klasie dokładności nie mniejszej niż 0,5.

   Ryc. 4. Pomiar stosunku transformatora
   Zmierzony stosunek transformacji nie powinien różnić się o więcej niż 1-2% od stosunku transformacji w tej samej gałęzi w innych fazach i od danych paszportowych transformatora.

   Ryc. 5. Pomiar fazowy stosunku transformacji trójfazowego transformatora z wzbudzeniem jednofazowym ze zwarciem fazowym

   Ryc. 6. Pomiar fazowy stosunku transformacji transformatora trójfazowego z wzbudzeniem jednofazowym bez zwarcia fazowego

SPRAWDŹ GRUPĘ PODŁĄCZENIA SPRZĘGAJĄCEGO

   Ryc. 8. Sprawdzenie grupy połączeń uzwojenia transformatora jednofazowego metodą impulsów stałych
   Kontrola ta jest również przeprowadzana dla transformatorów, które zostały poddane przeglądowi przy zmianie zwojów, przywiezione i nieposiadające paszportu.

   Ryc. 7. Sprawdzenie grupy połączeń uzwojeń transformatora trójfazowego z licznikiem fazowym - miernikiem fazy; U - reostat
   B - bateria lub akumulator 2-12 e; K - przycisk; G - galwanometr z zero w środku skali

Uzwojeniowa grupa połączeń charakteryzuje kąt pomiędzy wektorami napięciowymi uzwojeń wysokiego napięcia i niskiego napięcia faz transformatora o tej samej nazwie.
   Weryfikacja grupy połączeń uzwojenia może być przeprowadzona kilkoma metodami.
   Metoda miernika fazowego. W metodzie tej uzwojenie szeregowe jednofazowego miernika fazowego jest połączone z zaciskami jednego z uzwojeń transformatora poprzez rezystor, a uzwojenie równoległe do tych samych zacisków drugiego uzwojenia transformatora (rys. 7). Do jednego z uzwojeń doprowadza się podnapięcie, wystarczające do działania miernika fazy i ustawia się rezystor prąd znamionowy  w uzwojeniu szeregowym licznika fazowego.
   Miernik fazy pokazuje kątowe przemieszczenie wektorów naprężeń w stopniach. Aby uniknąć możliwych błędów w pomiarach, lepiej jest użyć miernika fazy o czterokwadrantowej skali typu E-500. W przypadku transformatorów trójfazowych zaleca się powtarzanie pomiarów na dwóch parach zacisków. Na przykład AB-ab i AC-ac - w obu przypadkach wyniki powinny być takie same.

Metoda impulsów DC.

Wyznaczanie grupy połączeń uzwojeń transformatora za pomocą tej metody odbywa się za pomocą galwanometru z zerowym środkiem skali lub woltomierzem magnetoelektrycznym.
W przypadku transformatorów jednofazowych obwód testowy pokazano na rys. 8
   Napięcie stałe o wartości 2-12 woltów z akumulatora lub akumulatora podłącza się do zacisków A-X uzwojenia wysokiego napięcia.
   Jeśli prąd jest włączony, polaryzacja zaciski ah  okazuje się być taki sam z biegunowością zacisków A-X, a następnie z grupą uzwojeń tego transformatora 12, w przeciwnym razie - 6.
   Dla transformatorów trójfazowych grupa jest określana zgodnie ze schematem (rys. 9), gdzie odchylenia igły galwanometru są wykonane dla przypadku podłączenia uzwojeń zgodnie ze schematem Y / Y - grupa 12.
   Przy polaryzacji podłączenia źródła prądu stałego i galwanometru wskazanego na schemacie odchylenia strzałki w prawo (gdy prąd jest włączony) są oznaczone przez plus (+), odchylenie strzałki lewo-minus (-). Dla nieparzystych grup związków są zerowe odczyty galwanometru.
   Odchyłki galwanometru podczas sprawdzania najpowszechniejszych grup połączeń uzwojeń podano w tabeli. 4
   Wyniki testu są zapisywane w tej samej formie i zgodnie z koincydencją odczytów z danymi w tabeli ustala się grupę uzwojenia podłączanego transformatora.

   Ryc. 9. Sprawdzenie grupy połączeń uzwojeń transformatora trójfazowego metodą impulsów DC

Tabela 4

pomiar prądu jałowego

W celu zmierzenia wielkości prądu jałowego do uzwojenia niskiego napięcia przy innych otwartych uzwojeniach stosuje się napięcie znamionowe. W przypadku transformatorów trójfazowych dostarczane napięcie trójfazowe powinno być prawie symetryczne.
   Prąd jałowy można również zmierzyć po włączeniu transformatora napięcie robocze. W tym przypadku do pomiaru wartości prądu jałowego stosuje się stacjonarne przekładniki prądowe, których uzwojenie wtórne obejmuje urządzenie sterujące. Do pomiarów tych nie należy używać urządzeń systemu detektorów, ponieważ kształt krzywej prądu jałowego różni się znacznie od sinusoidy, co prowadzi do błędów pomiarowych.
   Wartość prądu jałowego transformatorów trójfazowych jest mierzona we wszystkich trzech fazach i jest określana jako średnia arytmetyczna tych wartości. Wielkość prądu jałowego transformatora nie jest ustandaryzowana.

Uwaga: Wartości podane w tabeli odnoszą się do wszystkich uzwojeń tego transformatora.

Aby wprowadzić zmierzone fabrycznie wartości R 60 do temperatury pomiaru podczas regulacji, przeliczanie odbywa się za pomocą współczynnika:

Tabela 4

Współczynnik redukcji r60 do temperatury pomiaru podczas regulacji

Współczynnik pochłaniania dla transformatorów nie jest ustandaryzowany, ale dla transformatorów o niechlachetnej izolacji o mocy mniejszej niż 10 MVA dla napięcia do 35 kV włącznie, w temperaturze 10 do 35 ºС nie powinien być mniejszy niż 1,3 lub uwzględnia się wymagania fabryczne producenta.

Pomiar rezystancji izolacji dostępnych prętów ściągających, bandaży, pół-bandaży z jarzmem, pierścieni dociskowych, belek jarzmowych i ekranów elektrostatycznych

Megaomomierz jest połączony z zaciskiem liniowym z badanym obiektem, a zacisk naziemny z aktywną stalą transformatora. Odczyty są dokonywane po ustalonych wartościach, gdy strzałka nie oscyluje. Zmierzone wartości powinny wynosić co najmniej 2 MΩ, a rezystancja izolacji wiązki jarzma powinna wynosić co najmniej 0,5 MΩ. Mierzy się za pomocą megaomomierza dla napięcia 1000-2500 V.

Pomiar stycznej straty dielektrycznej izolacji uzwojeń transformatora

Zgodnie z GOST 3483-88 zaleca się pomiar stycznej kąta strat dielektrycznych i pojemności transformatorów mocy przy napięciu od 25 do 60% napięcia probierczego o częstotliwości 50 Hz. Dozwolone jest dokonywanie pomiarów przy napięciu 10 kV. W warunkach eksploatacji pomiary urządzeń, które zostały odłączone i wycofane z eksploatacji, a także kiedy nowy transformator lub transformator są uruchamiane po naprawie, wytwarzane są przy napięciu 10 kV.

Schematy pomiarowe

Styczna kąta strat dielektrycznych i wydajność uzwojeń transformatorów mocy jest mierzona zgodnie z tabelą schematów. 1. W takim przypadku sekwencja pomiarów nie jest znormalizowana.

W warunkach roboczych, gdy zbiorniki obiektów testowych (transformatory, reaktory) są uziemione, do pomiaru tgδ i pojemności wykorzystuje się odwrócony obwód pomiarowy mostu. W niektórych przypadkach, gdy zajdzie taka potrzeba i istnieje możliwość odizolowania kadzi transformatora, można zastosować normalny obwód pomiarowy. Wystarczy zainstalować zbiornik transformatora na suchych drewnianych prętach. Rezystancja izolacji zbiornika powinna być kilkadziesiąt razy większa niż maksymalna rezystancja gałęzi pomiarowej mostka AC.

Normalny schemat pomiarowy jest również używany do określania stref izolacji tgδ pomiędzy uzwojeniami transformatora.

Główne schematy pomostowe pokazano na rys. 6

Przy pomiarze tgδ i pojemności jednego z uzwojeń transformatora pozostałe uzwojenia "swobodne" są uziemione. Schematy połączeń mostkowego obwodu pomiarowego i badanego obiektu pokazano na rys. 2 podczas pomiaru uzwojeń tgδ transformatorów. 7, 8.

W przypadkach, w których tgδ dowolnego uzwojenia ma zawyżoną wartość, zaleca się pomiar tgδ poszczególnych odcinków izolacji transformatora. Pojemnościowe obwody równoważne do głównej izolacji transformatorów pokazano na rys. 9

Schematy pomiarowe tgδ i pojemność poszczególnych odcinków izolacji transformatora podano w tabeli. 5 i rys. 10, 11.

Ryc. 6. Główne obwody pomiarowe mostu:

a jest normalne; b - odwrócony;

1 - źródło napięcia; 2 - obiekt testowy; 3 - most pomiarowy; C X - pojemność badanego obiektu; C 0 to pojemność kondensatora odniesienia; UR - wskaźnik równowagi mostu; R 3, R 4, C 4 - elementy mostu

(HH + CH + HH) - K

HH - (CH + HH + K)

CH - (HV + HH + K)

NN - (CH + BH + K)

(HH + CH) - (HH + K)

(HH + HH) - (CH + K)

(CH + HH) - (HV + K)