Меню

Техническое обслуживание измерительного трансформатора тока

Обслуживание трансформаторов тока

Назначение трансформаторов тока

Трансформаторы тока применяют в схемах измерений и учета электрической энергии. Трансформаторы тока являются также элементами устройств релейной защиты и автоматики. Через трансформаторы тока релейные схемы получают информацию о состоянии электрических цепей высокого напряжения.

Схемы соединений трансформаторов тока

Схемы соединений трансформаторов тока. а – звездой, б – треугольником, в – неполной звездой, г – на разность токов двух фаз, д – на сумму токов трех фаз.

При помощи трансформаторов тока первичный ток уменьшают до значений, наиболее удобных для питания измерительных приборов и реле. Обычно вторичные токи трансформаторов тока не превышают 1 или 5 А.

Конструкции трансформаторов токаПервичные обмотки трансформаторов тока включают в рассечку электрической цепи, а вторичные замыкают на нагрузку (приборы, реле). Размыкание вторичной обмотки трансформатора тока может привести к аварийному режиму, при котором резко возрастает магнитный поток в сердечнике и ЭДС на разомкнутых концах. При этом максимальное значение ЭДС может достигнуть нескольких киловольт. При магнитном насыщении увеличиваются активные потери в магнитопроводе, что приводит его к нагреву и обгорании изоляции обмоток.

Неиспользуемые в эксплуатации вторичные обмотки трансформаторов тока закорачивают при помощи специальных зажимов.

Первичные обмотки трансформаторов тока изолируют от вторичных на полное рабочее напряжение. Однако на случай повреждения изоляции принимаются меры, обеспечивающие безопасность работ во вторичных цепях. Для этого один из концов вторичной обмотки трансформаторов тока заземляют.

Конструкции трансформаторов тока

Конструкции трансформаторов токаПо своей конструкции трансформаторы тока выпускают:

1.Трансформаторы тока для наружной установки.

2.Трансформаторы тока внутренней установки.

3.Трансформаторы тока встроенные в проходные вводы силовых трансформаторов и баковых масляных выключателей.

4.Накладные трансформаторы тока, надевающиеся сверху на вводы силовых трансформаторов.

У встроенных и накладных трансформаторов тока первичной обмоткой служит токоведущий стержень ввода.

Эксплуатация трансформаторов токаВ зависимости от вида установки и рабочего класса напряжения, первичной обмотки трансформаторы тока выполняют:

1.Трансформаторы тока с литой эпоксидной изоляцией (серии ТПЛ, ТПОЛ, ТШЛ).

2.Трансформаторы тока с бумажно-масляной изоляцией в фарфоровом корпусе (серии ТФН, ТРН).

Эксплуатация трансформаторов тока

Техническое обслуживание трансформаторов тока заключается в надзоре за ними и выявлении видимых неисправностей. При этом контролируют нагрузку первичной цепи и устанавливают, нет ли перегрузки. Перегрузка трансформаторов тока по току допускается до 20%.

Очень важно следить за нагревом и состоянием контактов, через которые проходит первичный ток. В случае нагрева контактных шпилек у маслонаполненных трансформаторов тока и попадания на них масла, оно может воспламениться и привести к пожару.

Эксплуатация трансформаторов токаПри осмотре обращают внимание на отсутствие внешних признаков повреждений (обгорание контактов, трещин в фарфоре), так как трансформаторы тока подвержены термическим и динамическим воздействиям при прохождении через них сквозных токов короткого замыкания.

Важное значение имеет состояние внешней изоляции трансформаторов тока. Боле 50% случаев повреждений трансформаторов тока с литой изоляцией происходит в результате перекрытий по загрязненной и увлажненной поверхности изоляторов.

У маслонаполненных трансформаторов тока проверяют уровень масла по маслоуказателю, отсутствие подтеков масла, цвет силикагеля в воздухоосушителе (голубой цвет – силикагель годен, красный – испорчен). При обнаружении дефектов токоведущих частей и изоляции трансформатор тока должен выводится в ремонт.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на нее в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не нашли, то что искали? Используйте форму поиска по сайту

Источник

Организация эксплуатации и ремонтов измерительных трансформаторов тока

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание трансформаторов тока заключается в надзоре за ними и выявлении видимых неисправностей. При этом контролируют нагрузку первичной цепи и устанавливают, нет ли перегрузки. Перегрузка трансформаторов тока по току допускается до 20%.

Очень важно следить за нагревом и состоянием контактов, через которые проходит первичный ток. В случае нагрева контактных шпилек у маслонаполненных трансформаторов тока и попадания на них масла, оно может воспламениться и привести к пожару.

При осмотре обращают внимание на отсутствие внешних признаков повреждений (обгорание контактов, трещин в фарфоре), так как трансформаторы тока подвержены термическим и динамическим воздействиям при прохождении через них сквозных токов короткого замыкания.

Важное значение имеет состояние внешней изоляции трансформаторов тока. Боле 50% случаев повреждений трансформаторов тока с литой изоляцией происходит в результате перекрытий по загрязненной и увлажненной поверхности изоляторов.

У маслонаполненных трансформаторов тока проверяют уровень масла по маслоуказателю, отсутствие подтеков масла, цвет силикагеля в воздухоосушителе (голубой цвет – силикагель годен, красный – (испорчен). При обнаружении дефектов токоведущих частей и изоляции трансформатор тока должен выводится в ремонт.

Техническое обслуживание и ремонты силовых трансформаторов в процессе их эксплуатации должны производиться в соответствии с требованиями действующих директивных документов — ПТЭ, руководящих технических мате

риалов, технологических указаний, инструкций по эксплуатации и ремонту, стандартов, технических условий.

Осмотры трансформаторов без их отключения должны производиться в следующие сроки:

в установке с постоянным дежурным персоналом или с местным персоналом: главных трансформаторов подстанций; основных и резервных трансформаторов собственных нужд и реакторов — 1 раз в сутки; остальных трансформаторов — 1 раз в неделю;

в установке без постоянного дежурного персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в 6 мес.

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены главным инженером энергопредприятия.

Текущие ремонты трансформаторов (без РПН) с их отключением должны производиться в следующие сроки:

главных трансформаторов подстанций, а также основных и резервных трансформаторов собственных нужд — не реже 1 раза в 2 года;

трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения, по местным инструкциям;

остальных трансформаторов — по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года.

Текущие ремонты трансформаторов и автотрансформаторов с РПН проводят ежегодно.

Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства трансформатора проводят после определенного количества операций по переключению в соответствии, с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний. Текущие ремонты системы охлаждения Д, ДЦ и Ц должны производиться

Капитальные (средние) ремонты трансформаторов должны производиться: трансформаторов 110 кВ и выше и мощностью 180 MB.А и более первый раз — не позже чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов. При наличии нескольких трансформаторов, идентичных по конструкции, мощности, напряжению, необходимость их ремонта определяется по результатам ремонта первых образцов (не менее двух) и в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов;

Читайте также:  Что значит импульсный ток

остальных трансформаторов — по результатам испытаний и оценки их состояния.

Капитальные ремонты со сменой обмоток трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 80 MB.А и более должны выполняться только в заводских условиях; в порядке исключения допускается производить ремонт в условиях, приближенных к заводским, с выполнением мероприятий, предусмотренных проектом организации ремонта, утвержденным Главтехуправлением.

Профилактические испытания трансформаторов производятся в следующие сроки: при текущем ремонте: трансформаторов и автотрансформаторов с РПН — ежегодно; внеочередные испытания устройств РПН — в соответствии с заводскими инструкциями; трансформаторов без РПН (главных трансформаторов подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд) — не реже 1 раза в 2 года; трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения атмосферы в соответствии с местными инструкциями; остальных трансформаторов — не реже 1 раза в 4 года; при капитальном (среднем) ремонте — в соответствии со сроками (периодичностью) проведения средних ремонтов, между капитальными ремонтами в соответствии с местными инструкциями.

Трансформаторы напряжения по своему устройству и принципу работы напоминают обычные силовые трансформаторы, но отличаются от них малой мощностью (максимальная мощность трансформатора напряжения НОМ-10 составляет 720 В*А) и изготовляются со стороной высшего напряжения на все напряжения по ГОСТу от 0,38 до 500 кВ.

В распределительных устройствах подстанции на 10 кВ применяют преимущественно трансформаторы напряжения НОМ-10, НТМК-10 или НТМИ-10.

Перед монтажом трансформаторы напряжения подвергают осмотру и ревизии, когда поднимают активную часть и сушат обмотки.

При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние магнитопровода и обмоток в тех же объемах, что и у силовых трансформаторов.

Обнаруженные при ревизии неисправности устраняют, а снижение сопротивления изоляции вследствие ее увлажнения восстанавливают путем сушки активной части трансформатора напряжения.

Трансформаторы напряжения при монтаже устанавливают на металлической раме высотой 20 — 25 см, прикрепленной к полу камеры. Иногда трансформатор монтируют на угольниках, приваренных к закладным частям камеры или каркасу ячейки КРУ или КПТ. Для удобства ревизии или замены трансформатора передний опорный угольник конструкции должен быть обращен полкой вниз.

Поднимают и опускают (при монтаже и демонтаже) трансформатор за скобы, которые располагаются на его корпусе или крышке. Пробку для спуска масла и указатель уровня масла в трансформаторе следует обращать в сторону обслуживания.

При монтаже трансформатора к выводу с маркировкой «А» подсоединяют желтую шину, к «В» — зеленую и к «С» — красную. При однофазных трансформаторах вывод «А» можно подсоединять к любой фазе. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы с маркировкой «X» соединяют общей шиной в нулевую точку и заземляют. Корпус каждого трансформатора напряжения подсоединяют к заземляющей магистрали отдельной стальной шиной сечением не менее 48 мм2.

После монтажа трансформатора напряжения проверяют изоляцию вторичных обмоток приложением в течение 1 мин напряжения 1 кВ частотой 50 Гц и ток холостого хода при номинальном напряжении во вторичной обмотке. Холостой ход не нормируется, но он не должен отличаться от заводских данных более чем на 10%.

Перед включением в сеть маслонаполненного трансформатора напряжения из-под верхней (маслосливной) трубки вынимают герметизирующую шайбу для обеспечения свободного входа и выхода воздуха (работы «дыхательного устройства»).

Технология ремонта трансформатора напряжения, правила разборки магнитопровода, снятие и ремонт катушек, выполнение намоточных работ при изготовлении катушек, ремонт пластин магнитопровода и т. п. очень сходны с подобными работами силового трансформатора. На все время ремонта или монтажа первичные и вторичные обмотки трансформаторов напряжения в целях безопасности должны быть закорочены, так как случайные соприкосновения с временными проводками, предназначенными для освещения, сварки и измерений, могут вызвать обратную трансформацию и напряжение, опасное для людей.

Трансформаторы тока перед монтажом тщательно осматривают, проверяют состояние изоляции и контактных частей, целость и исправность литого

корпуса у трансформаторов ТКЛ и ТПЛ и металлического корпуса у ТПОФ и ТПФМ и сохранность фарфоровых изоляторов.

Трансформаторы тока, у которых повреждены изоляторы, имеются глубокие вмятины на кожухе, зафиксирован пробой изоляции на металлический корпус, обнаружены внутренние обрывы проводов вторичной цепи, подлежат ремонту до начала монтажа.

После окончания ремонта трансформаторов тока их подвергают испытаниям, определяя сопротивление изоляции первичной обмотки по отношению к корпусу трансформатора тока и сопротивление изоляции вторичных обмоток.

При прохождении тока по первичной обмотке трансформатора в его разомкнутой вторичной обмотке будет индуктироваться опасное напряжение, сопровождающееся недопустимым нагревом магнитопровода, что может привести к пробою изоляции или к несчастному случаю.

При замене трансформатора тока новым выводы первичной обмотки присоединяют к шинам распределительного устройства и провода вторичных цепей — к зажимам вторичной обмотки, металлический корпус или основание трансформатора тока заземляют. При этом опорные трансформаторы тока устанавливают, как правило, на горизонтальной плоскости, а проходные — в горизонтальном или вертикальном положении на жестких сварных конструкциях из угловой стали размером не менее 50x50x5 мм.

Источник

Техническое обслуживание измерительных трансформаторов тока

У трансформаторов тока, находящихся в эксплуатации, проверяют: наличие закороток на свободных концах вторичных обмоток, исправность изолирующих элементов, надежность присоединения шин РУ к выводам первичных обмоток,’ сохранность токопроводящего слоя графитовой краски (54% графита, 32% лака, 14% бензина), состояние изоляции вторичной обмотки, уровень масла (в маслонаполненных трансформаторах). Трансформаторы тока с пониженной изоляцией подвергают сушке первичным током при короткозамкнутой вторичной обмотке или вторичным током при короткозамкнутой первичной обмотке.
В процессе эксплуатации трансформаторов тока производят систематическую проверку сопротивления изоляции вторичных цепей (вторичных обмоток трансформатора тока, токовых катушек реле, контакторов и приводов, токовых цепей контрольно-измерительных приборов и др.). Сопротивление изоляции вторичных цепей, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 1 МОм для каждого присоединения. Вторичные цепи испытывают приложением в течение 1 мин напряжения переменного тока 2 кВ или же одноминутным испытанием изоляции мегаомметром на 2500 В. Периодичность испытаний повышенным напряжением 1 раз в 3 года, а измерения сопротивления изоляции — в сроки, определяемые местными инструкциями.
Не реже 1 раза в год проверяют масло эксплуатируемых трансформаторов тока сокращенным анализом и испытанием электрической прочности: масло должно отвечать нормам, а его пробивное напряжение (испытанное в стандартном разряднике) должно быть у трансформаторов тока на номинальное напряжение 35 kB не менее 30 кВ. У находящихся в эксплуатации трансформаторов тока должны быть заземлены все металлические части, связанные со вторичной обмоткой (кожух, фланцы, основание, цоколь, тележка и т. п.), а также один из выводов вторичной обмотки, если это допустимо по условиям работы схемы релейной защиты. Работы, связанные с переключениями в цепях вторичных обмоток, а также с размыканием этих цепей, — следует производить только после отключения трансформаторов тока от сети. Выполнение указанных операций без отключения трансформаторов тока допускается только в цепях, снабженных специальными, зажимами для закорачивания.
Во время эксплуатации и после аварии или длительного пребывания в отключенном состоянии проводятся внеплановые осмотры в соответствии с ПТЭ, «Правилами технической безопасности» (ПТБ) и заводскими инструкциями.
Трансформаторы тока и напряжения осматривают одновременно со всем остальным оборудованием, при этом обращают внимание на состояние контактных соединений, особенно первичной обмотки трансформаторов тока с шинами распределительного устройства, а также корпуса бака, литой изоляции, на отсутствие течи масла у маслонаполненных аппаратов через армировочные швы и прокладки. Уровень масла в этих трансформаторах должен соответствовать контрольной черте при указанной температуре. На поверхности изоляторов и в местах крепления фланцев не должно быть сколов и трещин. Проникновение воды в трещины армировки и ее замерзание приводят к дальнейшему разрушению армировки. При появлении трещин в фарфоровом корпусе изоляции возможна утечка масла. Обращают внимание на чистоту поверхности и наличие следов перекрытия изоляторов, цвет силикагеля во влагоосушительных фильтрах, отсутствие разрядов и треска в трансформаторах.
Шкафы вторичных цепей, в которых хранятся запасные предохранители, должны быть плотно закрыты.
Работа трансформаторов тока с разомкнутой вторичной цепью не допускается, так как напряжение на зажимах вторичной обмотки становится очень высоким, что опасно для персонала и изоляции трансформаторов, поэтому их выводы должны быть зашунтированы.
При осмотрах измерительных трансформаторов запрещается проводить какие-либо работы. При их эксплуатации в сроки, устанавливаемые системой планово-предупредительного ремонта, но не реже одного раза в 3 года определяют сопротивление изоляции первичных и вторичных обмоток и тангенс угла диэлектрических потерь, проводят испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты и испытание трансформаторного масла.
Сопротивление изоляции первичных обмоток трансформаторов напряжением выше 1 кВ измеряют мегаомметром на 2500 В, а вторичных обмоток — на 500—1000 В. Сопротивление вторичных обмоток вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не ниже 1 МОм.
Тангенс угла диэлектрических потерь tg6 измеряют у трансформаторов 35 кВ и выше, а также у трансформаторов тока всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов.
Испытание изоляции первичных обмоток измерительных трансформаторов повышенным напряжением допускается проводить совместно с ошиновкой. В этом случае испытательное напряжение устанавливается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем. Испытание трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6—10 кВ, проводят без расшиновки (вместе с кабелями) по нормам, принятым для силовых кабелей.
Трансформаторное масло испытывают только у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше. Правила технической эксплуатации допускают полную замену масла, если оно не удовлетворяет нормам при профилактических испытаниях изоляции.

Читайте также:  Физика презентация электрический ток для человека

Источник



Обслуживание, ремонт и испытания измерительных трансформаторов

Осмотр измерительных трансформаторов производится без снятия напряжения ежед­невно — на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, утвержден­ные главным инженером ЭЧ, на подстанциях без обслуживающего персонала, но не реже одного раза в 10 дней.

Текущий ремонт трансформаторов выполняется 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт— по результатам испытаний и состоянию, а испытания проводятся 1 раз в 6 лет.

Во время осмотра тщательно проверяют состояние втулок выводов и их глазурован­ной поверхности, армировку изоляторов и их крепление на крышке; отсутствие течи масла из кожуха и из-под фланцев выходных изоляторов; состояние заземлений.

При осмотре измерительных трансформаторов напряжения (ТН), работающих в схемах контроля изоляции, можно определить признаки и вероятные причины их неисправностей по приборам, находящимся на пульте. Например, если напряжение на одной из фаз имеет нор­мальное значение, а на двух других — вдвое меньше, то возможен обрыв одной фазы обмотки ВН трансформатора или перегорания одного из предохранителей на стороне ВН.

При таком же значении напряжения на одной из фаз и равной нулю или значительно меньшем половины нормального на двух других — возможен обрыв одной из фаз обмотки НН; разрыв или нарушение контакта в одном из соединительных проводов; перегорание предохранителя одной из фаз НН.

Если же напряжения двух фаз имеют нормальное значение, а третье в V3 раз больше нормального (в схеме 3 однофазных транс­форматоров, включенных открытым треугольником), то один из них неправильно включен в сеть или у него неправильно размече­ны зажимы после ремонта.

Рис. 4.35. Проверка полярности трансформа­торов тока

Проверку полярности трансформаторов тока (ТТ) проводят по схеме, приведенной на рис. 4.35. Неодинаковые отклонения стрелки миллиамперметра при проверке трехфазного трансформа­тора свидетельствуют о неправильном соединении его обмоток и необходимости ремонта.

Текущий ремонт ТТ на напряжение 35—110 кВ сводится к наружному осмотру с про­веркой состояния заземления, контактных соединений, уплотнений, маслоуказательного ус­тройства и сливного крана, а также к чистке фарфоровой изоляции и отбору пробы масла. При ремонте масляных ТН, кроме указанных выше операций, производят осмотр, зачистку и смазку предохранителей и чистку кожуха трансформатора.

Сухие ТН с литой изоляцией типа ЗНОЛ-35БУХЛ1 в процессе эксплуатации очищают от пыли, осматривают литую поверхность (отсутствие сколов и трещин) и подтягивают крепление присоединений. В объем испытаний сухих ТН входит измерение тока холостого хода, сопротивления изоляции мегаомметром на 1000 В, а также испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением. Сухие измерительные трансформаторы просты в обслуживании и не требуют ремонта. Если в результате проверок обнаруживают­ся какие-либо неисправности, препятствующие дальнейшей эксплуатации, то трансформа­торы просто заменяют.

Читайте также:  Smd 2835 ток потребления

Перед испытаниями ТТ и ТН осматривают, причем осмотр проводится со снятием напряжения. При этом проверяют наличие заводской маркировки выводов обмоток, а так­же таблички на корпусе. Закрашенные или нарушенные обозначения восстанавливают. Ви­зуально определяют правильность включения первичных обмоток проходных ТТ и монтажа (в соответствии с надписями «верх», «низ») встроенных и шинных; крепления выводов на них, а также на клеммных сборках. Проверяют выполнение заземления вторичных обмоток ТТ. При этом обращают особое внимание на заземление электрически связанных между собой ТТ, которые должны иметь одно единое заземление на клемной сборке, а также зазем­ление ТТ дифференциальной защиты. Визуально определяют исправность изоляции и прово­дов цепей тока и напряжения в пределах камеры.

Сопротивление изоляции ТТ и ТН измеряют мегаомметром в следующей последовательности: обмотки трансформатора—корпус; обмотки ВН — обмотки НН; жилы проводов от выводов до сборного клеммника на камере относительно земли и между собой; жилы кабеля от камеры распределительного устройства до зажимов панели защиты отно­сительно земли и между собой.

Если напряжение первичной обмотки трансформаторов выше 1000 В, используют мегаомметр на 2500 В; вторичные обмотки, а также первичные до 1000 В проверяют мегаомметром на 500—1000 В. Результаты измерений сравниваются с предыдущими. В случае снижения сопротивления изоляции выясняют причины и устраняют их. В зак­лючение измеряют сопротивление изоляции цепей всего присоединения относительно земли, минимальное значение которого должно быть не ниже 1 МОм. Кроме того, 1 раз в два года изоляцию вторичных обмоток ТТ и ТН испытывают повышенным напряже­нием 1000В.

Проверку коэффициента трансформации или определение погрешности проводят при первом включении. В процессе эксплуатации коэффициент трансформации из­меряют при полной проверке защиты, если обнаружено отклонение характеристики холосто-

го хода более чем на 20 % от заводской. Коэффициент трансформации многообмоточных трансформаторов проверяют для всех вторичных обмоток на одной (максимальной) отпайке, при этом остальные вторичные обмотки должны быть закорочены.

При измерении определяют истинный коэффициент трансформации Кт как отно­шение токов в первичной и вторичной обмотках. Разница между номинальным Кн и истинным Кт коэффициентами трансформации характеризуется токовой погрешностью,

которая не должна превышать величины, допустимой для данного

В качестве источника питания при проверке коэффициента трансформации всех ТТ и ТН с /н до 1000 А можно использовать блок К-501, аппараты типа АТТ-5, АТТ-6 или АТТД-2.

Измерение тангенса угла д и электрических потерь tg 6 изоляции обмоток проводят у измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше, у кото­рых оба вывода первичной обмотки рассчитаны на номинальное напряжение; у ТТ всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов, а также у ТТ марки ТФН и ТФЗН — при неудовлетворительных показателях качества масла. При этом обращают внимание на характер изменения tg 6 и емкости с тече­нием времени.

Трансформаторное масло испытывают только у трансформаторов 35 кВ и выше, при напряжении ниже 35 кВ пробу не отбирают, а полностью заменяют его, если оно не удов­летворяет нормативам профилактических испытаний (табл. 4.14).

По пункту 6 испытывается только масло ТТ, которое имеет повышенное значение сопротивления изоляции.

Характеристику намагничивания £2 =./(/02) трансформаторов тока в за­висимости от номинального тока (при номинальной частоте и синусоидальной форме на­пряжения) определяют по схемам, приведенным на рис. 4.36, с помощью приборов К-501 и К-500. По схеме 4.36, а измеряют ток в первичной обмотке, а ЭДС — во вторичной; по схеме 4.36, б — наоборот. В обоих случаях измеренные значения тока и ЭДС приводят к одному и

Таблица 4.14 Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла

№ п/п Наименование Значение
Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандарт­ном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ: до 15 от 15 до 35 от 60 до 220 20 кВ 25 кВ 35 кВ
Содержание механических примесей (при визуальном осмотре) Содержание взвешенного угля (определяется только для масля­ных выключателей), не более 1 балл
Кислотное число, не более 0,25 мг КОН
Содержание водорастворимых кислот и щелочей: для трансформаторов мощностью более 630 кВ • А и масло-наполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ • А 0,014мг КОН 0,03 мг КОН Не определяется
Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом, не более 5° С
Тангенс угла диэлектрических потерь при 70″С, не более 7%
Рис. 4.36. Схемы испытания (а; б; в) и характеристика холостого хода трансформатора тока (г): 6, 7, 17, 18 — клеммы приборов К-501 иК-500

тому же числу витков, чаще всего к числу витков вторичной обмотки. При большом коэффициенте транс­формации испытания проводят по упрощенной схеме рис. 4.36, в. Од­нако при этом вольтметр измеряет не ЭДС, а суммарную величину — ЭДС плюс падение напряжения на активном и индуктивном сопротив­лении вторичной обмотки трансфор­матора тока. Характеристика, по­строенная в результате измерений по такой схеме будет располагать­ся выше истинной, особенно в зоне глубокого насыщения сердечника. Поэтому испытание по упрощен­ной схеме можно проводить только в тех случаях, когда полное сопротивление цепи намагничивания больше полного сопротивления вторичной обмотки.

Ток намагничивания измеряют приборами, реагирующими на действующее значение тока (например, электромагнитны­ми), а ЭДС — вольтметром, реагирующим на действующее либо среднее выпрямленное напряжение, но проградуированным в действующих значениях синусоидального напряже­ния. При первом включении снимают 10—15 точек характеристики, изменяя ток от нулево­го значения до номинального, при последующих плановых проверках — 5 или 8 точек. По­лученную характеристику холостого хода (рис. 4.36, г) сравнивают с паспортной, отличие более чем на 20% указывает на наличие неисправностей (межвитковое замыкание, повреж­дение магнитопровода и т.п.).

По окончании испытания трансформаторов тока и напряжения присоединяют все провода согласно маркировке и подтягивают контакты на шинах. После включения под напряжение у ТН проверяют чередование фаз с помощью фазоуказателя.

Дата добавления: 2017-11-04 ; просмотров: 5208 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник