4. ИСПЫТАНИЯ
Объем испытаний маслонаполненных трансформаторов тока регламентирован Нормами испытаний электрооборудования, Правилами устройства электроустановок, инструкциями заводов-изготовителей трансформаторов тока и Правилами технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и линий электропередачи 35—330 кВ. Испытания и проверки маслонаполненных трансформаторов тока в процессе монтажа и в эксплуатации должны осуществляться с соблюдением Правил техники безопасности и с учетом следующих положений.
Проведению электрических испытаний должен предшествовать тщательный наружный осмотр испытуемого трансформатора тока, а измерение характеристик изоляции обмоток и отбор пробы трансформаторного масла на химический анализ должны производиться, как правило, при температуре изоляции не ниже +5°С.
Цепь питания регулировочного устройства испытательной установки должна подсоединяться к сети 380/220 В через коммутационный аппарат с видимым разрывом или через штепсельную вилку, которые расположены на месте управления установкой. Коммутационный аппарат должен быть снабжен стопорным устройством. В противном случае между подвижными и неподвижными контактами аппарата должна быть установлена изолирующая прокладка. Провода, соединяющие трансформатор тока с мостом для измерения диэлектрических потерь, должны быть экранированными (например, марки МГВЛЭ-0,75) и иметь изоляцию между экраном и жилой провода на напряжение 500 В.
При сборке испытательной схемы прежде всего должно быть выполнено ее защитное и рабочее заземление. Для обеспечения безопасности персонала минимальные изоляционные расстояния по воздуху между элементами испытательной схемы и токоведущими частями распределительного устройства, находящимися под рабочим напряжением, должны быть не менее приведенных в Правилах техники безопасности.
Рис. 9. Зависимость tg δ для трансформаторов тока серий ТФЗМ (ТФН) от температуры
Необходимая безопасность при проведении электрических испытаний достигается: соблюдением Правил техники безопасности при работах в установках высокого напряжения; надежным подсоединением к заземляющему устройству подлежащих заземлению точек испытательной установки; ограждением всех частей испытательной установки и испытуемого трансформатора тока; правильной расстановкой людей, проводящих испытания, с целью недопущения приближения посторонних лиц к частям, находящимся под испытательным напряжением; созданием в цепи питания испытательной установки видимого разрыва; наложением заземления на вывод высокого напряжения испытательного трансформатора на время сборки схемы и производства пересоединений; выполнением комплекса организационно-технических мероприятий, регламентированных Правилами техники безопасности.
Перед снятием характеристик изоляции наружная поверхность фарфоровых покрышек и выводов вторичных обмоток должна быть очищена от пыли и грязи. Кроме того, должны быть приняты меры к устранению поверхностных токов утечки (например, установкой охранных колец).
При измерении тангенса угла диэлектрических потерь маслонаполненных трансформаторов тока должны учитываться случайные и систематические погрешности, обусловленные погрешностями измерительных мостов, дополнительными емкостными связями между элементами измерительной схемы, изменением температуры, влиянием внешних электростатических полей на измерительное устройство, погрешностями метода.
Для получения сопоставимых результатов снятие характеристик изоляции трансформаторов тока рекомендуется производить по однотипным схемам. При сопоставлении результатов измерения следует учитывать их зависимость от температуры, при которой производилось измерение.
Для трансформаторов тока серии ТФЗМ (бывшие ТФН) приведение измеренного тангенса угла диэлектрических потерь к 20°С, т. е. значение тангенса угла диэлектрических потерь при 20 °С (tg δ ffeo), может быть определено по формуле
tg δ20 = tg δt—К (t—20),
где tg δ t — тангенс угла диэлектрических потерь, измеренный при температуре, отличающейся от 20 °С; К — коэффициент пересчета, равный: 0,065 для трансформаторов 35 кВ; 0,04—110 кВ; 0,02— 150 кВ и 0,012 — 220 и 500кВ.
Графическая зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от температуры для трансформаторов тока серии ТФЗМ приведена на рис. 9.
Для трансформаторов тока типа ТФУМЗЗО (бывшие ТФКН-330) приведение измеренного тангенса угла диэлектрических потерь к 20 °С может быть осуществлено по той же формуле; при этом зависимость коэффициента пересчета К от температуры приведена ниже: Интервалы температуры, °С 10-20 21—30 31-32 33—35 36-37 38-40
Коэффициент К . . . 0,004 0,006 0,0062 0,0072 0,0073 0,008
Интервалы температуры, °С 41—42 43—45 46—47 48—50 51—52 53—55
Коэффициент К . . .0,0082 0,0088 0,0089 0,0093 0,0097 0,00985
Для трансформаторов тока серии ТФРМ (бывшие ТРН) значения тангенса угла диэлектрических потерь при температуре 20°С могут быть найдены по формуле tg δ20 = tg δ(/Kl.
Значения коэффициента Ki приведены ниже: Температура изоляции обмоток при измерении.
С 5 10—20 25 30 35 40 45 50 55
Коэффициент Л", . . .1,08 1 0,97 0,94 0,92 0,89 0,87 0,845 0,84
Методы измерения температуры изоляции обмоток трансформаторов тока принимаются с учетом их конструктивных особенностей, значений браковочных нормативов и характера зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от температуры.
За температуру изоляции у трансформаторов тока серии ТФЗМ принимается температура окружающей среды. Температура изоляции обмоток трансформаторов тока типа ТФУМЗЗО определяется по температуре токоведущего вывода его первичной обмотки с помощью ртутного термометра, изолированного от окружающей среды. Отсчет температуры по термометру осуществляется через 20 мин с момента его установки на вывод первичной обмотки. За температуру изоляции трансформаторов тока серии ТФРМ принимается температура одной из вторичных обмоток, предназначенных для целей релейной защиты и электроавтоматики, измеренная методом сопротивлений.
При измерении тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторов тока с использованием мостовой схемы одним из основных источников погрешностей является влияние электрического поля.
Определение погрешностей и их устранение при измерении тангенса угла диэлектрических потерь могут быть выполнены с помощью косвенных и непосредственных мер, разработанных сотрудниками Союзтехэнерго (инж. Локшин М. В. и инж. Сви П. М.).
К косвенным мерам относятся: снятие (если имеется возможность) напряжения с влияющих элементов; увеличение напряжения, приложенного к испытательной установке; некоторое понижение частоты испытательного напряжения (46—48 Гц) или ее резкое изменение (25 или 100 Гц). Эти меры мало применимы, так как они либо неосуществимы, либо требуют использования специальной аппаратуры.
Эффективным является метод совмещения фаз токов влияния и объекта. Этот метод основывается на использовании способа двух отсчетов, при котором погрешность близка к нулю. Для осуществления совмещения фаз этих токов должна иметься возможность плавного изменения фазы подведенного напряжения и фиксации наступления момента совмещения. Подгонка фазы может быть осуществлена специальным регулятором включенного в сеть питания испытательного трансформатора. Процесс измерения заключается в последовательном ступенчатом приближении к истинному значению и протекает в последовательности, указанной в табл. 6.
Таблица 6. Последовательность измерения tg δ при использовании метода совмещения
Если разница между tg δi и tg δ2=tgб""/2 не превышает 0,002 (0,2 %), измерения заканчиваются. В тех случаях, когда разница между tg δi и tgfi2 превышает указанное значение, продолжаются операции последовательного приближения, как это выполнялось ранее.
Искомые значения tg δ* и Сх подсчитываются по следующим формулам: 
где Сэт — эталонная емкость моста; R4 — сопротивление плеча моста.
Если tg δ1 = tg δ2, то искомое значение tg δ* равно каждому из них.
Опыт эксплуатации показал, что метод совмещения фаз в условиях влияния электрического поля и измерения tg δ маслонаполненных трансформаторов тока по перевернутой схеме обеспечивает приемлемую точность отсчета.
Для уменьшения погрешностей, вызываемых емкостными связями, целесообразно также, чтобы все посторонние предметы, находящиеся вблизи испытуемого трансформатора тока, были удалены от него не менее чем на 1 м. Поэтому указанные методы не могут быть рекомендованы для измерения тангенса угла диэлектрических потерь маслонаполненных трансформаторов тока, находящихся вблизи стен машинного зала, в упаковочных ящиках и т. п.
Применявшиеся ранее способы повышения эффективности контроля изоляции электрооборудования, заключающиеся в ужесточении браковочных нормативов и сокращении периодичности испытаний, по существу исчерпаны и в настоящее время уже не дают должного результата. Это связано с тем, что нормируемые значения характеристик изоляции нередко уже сопоставимы с неизбежной в условиях эксплуатации погрешностью измерения, а частые отключения оборудования для измерений неприемлемы по режимным условиям и, кроме того, требуют значительных дополнительных затрат.
Выбранный уровень надежности оборудования тесно связан с оптимальными затратами на его поддержание. Это создает необходимость в каждом отдельном случае оценивать экономическую целесообразность применения тех или иных методов контроля изоляции, проведения полной или частичной модернизации оборудования или даже его замены, выбранной периодичности испытаний и устанавливаемых в эксплуатации браковочных нормативов.
Для контроля состояния внутренней изоляции маслонаполненных трансформаторов тока наряду с традиционными методами измерения (измерение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь, . анализ проб масла) все более широкое применение находят методы контроля бумажно-масляной изоляции обмоток под рабочим напряжением. Эти способы весьма разнообразны и во многом определяются условиями эксплуатации, видом выбранной изоляции и другими факторами.
Перспективным для контроля внутренней изоляции герметичных маслонаполненных трансформаторов тока с конденсаторной изоляцией, особенно проработавших более 30 10 лет, является хроматографический анализ газов, растворенных в масле, который получил широкое применение для оценки состояния изоляции силовых трансформаторов.
На базе компенсационного метода разработаны приборы, измеряющие емкостный ток 1с и ток 3/0. Разработаны также приборы с непрерывным измерением тока 3/0 и выдачей результатов «а ленту многоканального самописца.
На базе мостовых методов разработаны различные их модификации для контроля состояния внутренней изоляции
Рис. 10. Схема измерения tg δ под рабочим напряжением с использованием трансформатора напряжения:
ИУ— измерительное устройство; С1— Cs— емкости обмотки трансформатора тока ТТ; ТН — трансформатор напряжения системы шин; УТН — разделительный трансформатор; Сф, — фазовращательные элементы
Рис. 11. Схема измерения под рабочим напряжением разности tg δ двух трансформаторов тока:
ТТ,, ТТг — трансформаторы тока; ИУ — измерительное устройство
трансформаторов тока, в частности, метод с питанием эталонной емкости моста от трансформатора напряжения той фазы, к которой подключен контролируемый трансформатор тока (рис. 10), и метод сравнения tg δ и емкостей однотипных трансформаторов тока (рис. 11).
Компенсирующее устройство в схеме на рис. 10 необходимо для исключения систематической составляющей погрешности, обусловленной угловой погрешностью трансформатора напряжения, влиянием электрического поля и короны, а также для развязки цепей. Фаза эталонного напряжения должна соответствовать фазе напряжения на контролируемом объекте.
Таблица 7. Объем испытаний маслонаполненных трансформаторов тока испытаний и проверок
Конструктивное исполнение трансформатора тока | Время проведения испытаний | Виды | ||
Измерение | Измерение емкости изоляции обмоток и | Испытание повышенным напряжением промышленной частоты | ||
Трансформаторы тока серии ТФЗМ с бумажно-масляной изоляцией | На монтаже В эксплуатации | + + | + + | +* +* |
Трансформаторы тока напряжением 330 кВ и выше с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией | На монтаже В эксплуатации | + + | + + | - |
Контроть качества масла | Проверка на герметичность | Снятие харак тернстнкп намагннчи- папия | Проверка полярности выводов | Проверка коэффициента трансфор- | Измерение сопротивления обмоток постоянному току |
+ + | + | + + | + | + | + |
+* +* | +* +* | + + | + | + | + |
* Производится с учетом конструкции и номинального напряжения. Примечание. Знаком отмечены прозводимые виды испытаний.
Таблица 8. Схемы измерения сопротивления изоляции трансформаторов тока 330 кВ с U-образной обмоткой
Номер схемы | Измеряемая изоляция | Соединение зажимов мегаомметра 2500 В в схеме | |
Л | 3 | ||
1 | Основная изоляция | С выводом Hi—Лг первичной обмотки | Заземлен |
2 | Основная изоляция | То же | С выводом измерительной 14-й обкладки |
3 | Изоляция измерительного конденсатора | С выводом измерительной 14-й обкладки | С выводом последней 15-й обкладки |
4 | Изоляция последней обкладки | То же | Заземлен |
5 | Изоляция вторичных обмоток | С выводами Их—Иг вторичной обмотки | Заземлен |
измерения | Примечания |
Э | |
- | Корпус трансформатора тока, выводы вторичных обмоток, измерительной и последней обкладок заземлены |
Заземлен | Корпус трансформатора, вывода вторичных обмоток и последней обкладки заземлены |
Заземлен | Корпус трансформатора и выводы вторичных обмоток заземлены |
- | Корпус трансформатора и выводы вторичных обмоток заземлены |
| Измеряется сопротивление изоляции каждой обмотки относительно заземленного корпуса и соединенных с ним поочередно остальных обмоток и вывода магнитопровода |
Изменение разностей tg δ и емкостей однотипных трансформаторов тока служит показателем развития дефекта изоляции одного из трансформаторов тока.
Повышение эффективности контроля бумажно-масляной конденсаторной изоляции трансформаторов тока при измерении tg δ может быть достигнуто выбором испытательного напряжения не ниже фазного значения с использованием в качестве эталонной емкости моста специального конденсатора или импульсных, делительных и им подобных конденсаторов.
Обнадеживающими являются эксперименты по контролю внутренней изоляции трансформаторов тока ТФКН-330 путем снятия зависимости tg δ при повышенных значениях испытательного напряжения, проведенные в Донбассэнерго.
Объем испытаний маслонаполненных трансформаторов тока на стадии монтажа и в эксплуатации приведен в табл. 7. Методика испытаний трансформаторов тока проведения рассмотрена ниже.
Измерение сопротивления изоляции.
Сопротивление изоляции первичных обмоток маслонаполненных трансформаторов тока измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В, а вторичных обмоток — мегаомметром на 1000— 2500 Е. Измерение производится для каждой из обмоток трансформатора тока с одновременным заземлением остальных обмоток.
У маслонаполненных трансформаторов тока напряжением 220 кВ и выше с обмотками звеньевого типа, имеющих экраны на вторичных обмотках, дополнительно измеряют сопротивление изоляции экранов относительно основания (цоколя) и соединенных с ним обмоток; это сопротивление должно быть не менее 1 МОм.
У каскадных трансформаторов тока после их сборки производят измерение сопротивления изоляции промежуточных обмоток относительно среднего цоколя каскада. Во время измерения испытуемая обмотка должна быть отсоединена от цоколя. Значение сопротивления изоляции первичных обмоток в эксплуатации не нормируется.
При оценке состояния трансформаторов тока с звеньевой обмоткой следует иметь в виду, что заводом-изготовителем установлено минимальное значение сопротивления изоляции первичной обмотки 5000 МОм.
У маслонаполненных трансформаторов тока с U-образной обмоткой и двумя выводами от обкладок измеряется сопротивление изоляции по зонам — основной (между первичной обмоткой и измерительной 14-й обкладкой), между измерительной и заземляемой (14-й и 15-й обкладками) и между заземляемой обкладкой и корпусом. У маслонаполненных трансформаторов тока типа ТФУМЗЗО последних выпусков с одним выводом измеряется сопротивление основной изоляции — между первичной обмоткой и заземляемым выводом и между заземляемой обкладкой и корпусом (табл. 8).
Для маслонаполненных трансформаторов тока 330 кВ с U-образной обмоткой установлены нормы отбраковки по значению сопротивления изоляции при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации: для основной изоляции соответственно 5000 и 3000 МОм, для измерительной обкладки 3000 и 1000 МОм, для заземляемой обкладки 100 и 500 МОм.
При измерении сопротивления основной изоляции маслонаполненного трансформатора тока с U-образной обмоткой обычно применяют схему 1 (см. табл. 8), поэтому на 34 результаты обсчета оказывают влияние состояние наружной поверхности фарфоровой покрышки, трансформаторного масла и т. п. Если измеренное сопротивление основной изоляции ниже 3000—5000 МОм, то для выяснения причины снижения необходимо произвести повторное измерение по схеме 2.
Рис. 12. Электромагнитная схема трехступенчатого трансформатора тока:
1 — верхние цоколи ступеней; 2 — нижние цоколи ступеней; 3, 4, 5 — соответственно верхняя, средняя и нижняя ступени каскада; Pt — Pt — вторичные обмотки трансформатора тока, предназначенные для релейной защиты; Иизм — вторичная обмотка, предназначенная для измерительных приборов; Гтех — технологическая обмотка; М — магнитопровод; Э — экран (нулевая обкладка); Л,я> Л2н — выводы первичной обмогчи нижней ступенн; И1с, И2С — выводы вторичной обмотки средней ступени; Л,с, Л2С —выводы первичной обмотки средней ступени; И|в. Я2в—выводы вторичной обмоткн верхней ступени; Л,, Н2, /С,. Л2— выводы секций первичной обмотки верхней ступени
У одноступенчатых трансформаторов тока 330 кВ с рымовидной обмоткой определяется сопротивление изоляции первичной обмотки и вывода 0 потенциальной обкладки относительно цоколя и других обмоток. Нормированное значение сопротивления изоляции трансформаторов тока с рымовидной обмоткой всех напряжений составляет: при испытаниях на монтаже и в эксплуатации для первичной обмотки не менее 3000 МОм, а для наружных слоев изоляции 10 МОм.
У двух- и трехступенчатых трансформаторов тока напряжением 500, 750 и 1150 кВ дополнительно измеряется сопротивление изоляции промежуточных обмоток по отношению к цоколю. Рекомендуемые схемы измерения сопротивления изоляции трехступенчатых трансформаторов тока 1150 кВ. описаны в табл. 9. При оценке состояния двухступенчатых трансформаторов тока по сопротивлению изоляции применяются схемы, описанные в табл. 9 для нижней и верхней ступеней каскада (рис. 12).
Таблица 9. Схемы измерения сопротивления изоляции трехступенчатых трансформаторов тока с рымовидной обмоткой
Ступень каскада | Измеряемый участок изоляции трансформатора тока (рис. 12) | Соединение зажимов мегаомметра 2500 В в схеме измерения | Примечания | ||
Л | З | э | |||
Нижняя | Первичная обмотка относительно верхнего цоколя ступени | С выводами Л1Н-Лгн первичной обмогки | С верхним цоколем ступени |
| Нижний цоколь ступени, выводы вторичных и технологической обмотки вывод магнитопровода и вывод 0 соединены между собой |
| Основная изоляция | С выводами Лт—Лы первичной обмотки и верхним цоколем ступени | С выводом 0 | Заземлен | Нижний цоколь ступени, выводы вторичных и технологической обмоток, а- также вывод магнитопровода заземлены* |
| Нулевая обкладка изоляции относительно вторичных обмоток | С выводом 0 | С выводами вторичных и технологической обмоток |
| Нижний цоколь ступени заземлен |
| Вторичные обмотки | С выводами одной из вторичных обмоток | Заземлен |
| Поочередно измеряется сопротивление изоляции каждой обмотки относительно»- заземленного цоколя ступени и соединенных с ним остальных свободных обмоток, вывода магнитопровода и вывода 0 |
Средняя | Первичная обмотка относительно верхнего цоколя степени | С выводами ЛК—Л2С первичной обмотки | С верхним цоколем ступени |
| Нижний цоколь ступени, выводы- технологической обмотки, вывод магнитопровода и вывод 0 соединены между собой |
Основная изоляция | С выводами Л хс—Л2С первичной обмотки | С выводом 0 | Соединен с нижним цоколем ступени | Нижний цоколь ступени, выводы технологической обмотки и вывод магнитопровода соединены между собой | |
Нулевая обкладка изоляции относительно вторичной обмотки | С выводом 0 | С выводами вторичной и технологической обмоток |
|
| |
Вторичная обмотка | С выводами вторичной обмотки | С нижним цоколем ступени |
| Измеряется сопротивление изоляции вторичной обмотки относительно нижнего цоколя ступени и соединенных с иик технологической обмотки, вывода магнитопровода и вывода 0 | |
Верхняя | Первичная обмотка относительно верхнего цоколя ступени | С выводами | С верхнем цоколем ступени |
| Нижний цоколь ступени, выгоды технологической обмотки, вывод магнитопровода и вывод 0 соединены между собой |
Продолжение табл. 9
Ступень | Измеряемый участок изоляции трансфор | Соединение зажимов мегаомметра 250Э В в схеме измерения | Примечания | ||
каскада | матора тока (рис. 12) | Л | З | э | |
Верхняя | Основная изоляция | С выводами Лг-Иг, К,—Л* | С вы во ом 0 | Соединен с нижним цоколем ступени | Нижний поколь ступени, выводы технологической обмотки и вывод магнит провода соединены между собой |
| Нулевая обкладка изоляции относительно вторичной обмотки | С выводом 0 | С выводами вторичной и технологической обмоток |
|
|
| Вторичная обмотка | С выводами вторичной обмотки | С нижним цоколем ступени |
| Измеряется сопротивление изоляции вторичной обмотки относительно нижнего- цоколя ступени и соединенных с ник технологической обмотки, вывода магнитопровода и вывода 0 |
Для измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток маслонаполненных трансформаторов тока всех исполнений относительно корпуса и по отношению друг к другу применяют мегаомметры на 1000—2500 В. Сопротивление изоляции вторичных обмоток обычно не нормируется, но вместе с присоединенными к ним вторичными цепями оно должно быть не ниже 1 МОм. По опытным данным усредненные значения сопротивления изоляции исправных вторичных обмоток находятся в пределах 50—100 МОм.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Методика измерения tg δ и браковочные нормативы в значительной мере определяются конструктивными особенностями выполнения маслонаполненных трансформаторов тока, их надежностью, местом испытания и другими факторами.
Измерение tg δ трансформаторов тока звеньевого типа на монтаже, как правило, осуществляется до их ошиновки и подсоединения вторичных цепей. Поэтому применяется нормальная мостовая схема измерения, при которой испытательное напряжение 10 кВ подается к выводам первичной обмотки, а закороченные вторичные обмотки (при наличии на них экрана) и вывод 3 подсоединяются к измерительному мосту.
У каскадных трансформаторов тока измерение tg δ производится для каждой ступени в отдельности. Если защитный кожух таких трансформаторов находится в транспортном положении, то его во избежание существенных погрешностей необходимо снять либо установить на свое место (разъем цоколей двух каскадов).
При измерениях tg δ погрешности возникают также из-за влияния находящихся вблизи трансформатора строительных и металлических конструкций. Если вторичные цепи соединены с обмотками испытуемого трансформатора тока, измерение tg δ может производиться по перевернутой мостовой схеме, а у трансформаторов тока серии ТФЗМ со звеньевой обмоткой, имеющих экран на вторичных обмотках, — по нормальной мостовой схеме с подсоединением к измерительному мосту вывода 3 трансформатора тока. При этом необходимо учитывать погрешность измерения, вносимую емкостью С2 (рис. 13), включенной параллельно плечу Rz мостовой схемы, и создаваемой изоляцией, находящейся между экраном и вторичной обмоткой.
Рис. 13. Схемы замещения трансформаторов тока со звеньевой обмоткой:
а — трансформаторы тока 35—150 кВ; б — трансформаторы тока 220 кВ; в — каскадные трансформаторы тока 500 кВ; Л,— Л2— выводы первичной обмотки; И, — И-2 — выводы вторичной обмотки; 3 — выводы экрана вторичной обмотки; 1 — цоколь; 2 — экран вторичной обмотки; С\ — емкость основной изоляции; Сг— емкость изоляции между экраном и вторичной обмоткой; С3 — емкость изоляции между экраном и цоколем трансформатора тока; /, //—верхняя и нижняя ступени трансформатора тока
Емкость С2 может в 50—100 раз превышать емкость основной изоляции Ci трансформатора тока серии ТФЗМ (табл. 10). Включение емкости С2 параллельно плечу R3 мостовой схемы приводит к увеличению измеренного значения тангенса угла диэлектрических потерь, которое определяется выражением
где Сат — емкость эталонного конденсатора, пФ; Сг— емкость, шунтирующая плечо R3 мостовой схемы, пФ; Сх — измеряемая емкость трансформатора тока, пФ; ^ — сопротивление плеча мостовой схемы, Ом; <р— угловая частота, с-1.
1аблица 10. Ориентировочные значения емкости маслонаполненных трансформаторов тока
Исполнение трансформатора тока | Номинальное напряжение. кВ | Емкость. пФ | ||
основной изоляции | измерительного конденсатора | последней обкладки на корпус | ||
, Со звеньевой обмоткой | 35 110 150 220 500 | 50—70 (10—100 70—120 90—130 100** | - | 9000-15000* 9000-15000* |
С U-образной обмоткой | 330 | 600—800 | 25000—40000 | 1500—2500 |
С рымовидной обмоткой | 330 500 750 1150 | 800—1200 1200—1300 1100—1200*** 1400—1500*** | - |
|
* Емкость между экраном и вторичными обмотками трансформатора тока.
" Общая емкость трансформатора тока. Емкость каждой ступени в отдельности составляет 200—250 пФ.
*** Емкость одной ступени.
Таким образом, значение тангенса угла диэлектрических потерь трансформатора тока составляет:
где tg δH3M — измеренное значение тангенса угла диэлектрических потерь; Atgfi—погрешность, вносимая емкостью С2.
Исключение погрешности, вносимой шунтированием плеча R3 мостовой схемы емкостью Сг, может производиться расчетным путем с использованием приведенных выше формул или уменьшением сопротивления плеча R4 измерительного моста до значения 1000/л, что и предусмотрено в их последних модификациях. В последнем случае погрешность измерения tg δ снижается в 10 раз и ею можно пренебречь.
Измерение tg δ у полностью смонтированных каскадных трансформаторов тока 500 кВ со звеньевой обмоткой может производиться без демонтажа ошиновки на стороне высшего напряжения. При этом предварительно снимаются проводники с выводов промежуточных обмоток. Измерение tg δ верхней ступени производится по перевернутой схеме при заземленной ошиновке и соединении провода Сх моста с выводами #i — Яг и 3. Измерение tg δ нижней ступени также может производиться по перевернутой схеме с подсоединением провода Сх моста к выводам Л\ — Лг и заземлением вторичных обмоток ступени.
Применяют также схему измерения суммарного значения tg δ ступеней, при которой ошиновка заземляется, а провод Сх моста подсоединяется к нижнему фланцу верхней ступени. Измерение в этом случае производится по перевернутой схеме. Последующее, в случае необходимости, измерение tg δ нижней ступени осуществляется по нормальной схеме, для чего испытательное напряжение подводится к промежуточной обмотке ступеней, а провод Сх моста — к зажиму 3 экрана.
Рис. 14. Схемы замещения трансформаторов тока с U-образной обмоткой: :
а — схема замещения трансформаторов тока ранних выпусков; б — схема замещения трансформаторов тока, выпускаемых ЗЗВА с 1980 г.; Л, — Л2 — выводы первичной обмотки; И, — Иг — выводы вторичной обмотки: И — вывод 14-й обкладки; 3 — вывод от 15-й обкладки; ЗТТ — вывод от магнитопровода; Сi — емкость основной изоляции; С2 —емкость измерительного конденсатора; Сз — емкость последней обкладки относительно бака; Ct — емкость последней обкладки относительно вторичных обмоток; Ct— емкость вторичных обмоток относительно магнитопровода (Af); Cs —емкость вторичных обмоток относительно бака
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторов тока 330 кВ с U-образной обмоткой, схемы замещения изоляции обмоток которых представлены на рис. 14, производится в соответствии с табл. 11. Указанные в таблице схемы 1, 2 и 4 рекомендованы заводом-изготовителем. Остальные схемы могут применяться для уточнения состояния отдельных участков изоляции трансформаторов тока, а также в тех случаях, когда затруднителен демонтаж вторичных цепей, подсоединенных к обмоткам.
При измерении тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции Сi трансформатора тока по нормальной мостовой схеме в тех случаях, когда при применении схемы 5 вывод 3 оказывается заземленным, возможны большие погрешности. В этом случае емкость С2, достигающая 40—55 Си оказывается включенной параллельно плечу R4 мостовой схемы. Это приводит к получению завышенного значения тангенса угла диэлектрических потерь. Так, tg δ основной изоляции при использовании нормальной мостовой схемы и соединенных между собой выводах вторичных обмоток и вывода 3 оказался равным 0,26 %. При заземлении вывода 3 измеренное значение tg δ увеличилось до 0,49%.
Уменьшение погрешности, вносимой емкостью С2 в результаты измерений, может достигаться путем уменьшения сопротивления моста в 10 раз или путем искусственного снижения емкости С2. Последнее достигается, например, разземлением вывода 3. При этом емкость С2 оказывается включенной последовательно со сравнительно небольшой емкостью С3 и поэтому суммарная емкость не будет вносить существенной погрешности в результаты измерения. Кроме того, устранение погрешности за счет влияния емкости С2 может быть осуществлено путем электрического соединения выводов вторичных обмоток и вывода 3.
Емкостная схема замещения каскадного двухступенчатого трансформатора тока с рымовидной обмоткой приведена на рис. 15. Для трансформаторов тока 500 кВ (в одноступенчатой модификации) и 330 кВ схема замещения идентична схеме для нижней ступени.
Рис. 15. Схема замещения двухступенчатых трансформаторов тока с рымовидной обмоткой:
1, II — верхняя и нижняя ступени трансформатора тока: Лi~-Л7 — выводы первичных обмоток ступеней; И, — И2— выводы вторичных обмоток: СI — емкость основной изоляции каскада: С2 — емкость нулевой обкладки относительно вторичных обмоток; С3—емкость вторичных обмоток на корпус; 0 — вывод нулевой обкладки
Измерение tgfi основной изоляции отдельных ступеней производится на монтаже по рекомендованной заводом схеме, при которой испытательное напряжение 10 кВ подается на первичную обмотку каскада, а провод Сх моста подсоединяется к изолированному от корпуса выводу обкладки и выводам вторичных и индукционной обмоток. При этом нижний цоколь ступени должен быть заземлен.
Таблица II. Схемы измерения t g S изоляции обмоток трансформаторов тока 330 кВ с U-оэразной обмоткой
Номер схемы | Измеряемый участок изоляции трансформатора тока (см. рис. 14) | Мостовая схема | Соединение точек мостовой измерительной схемы | Примечания | ||
Высоковольтный вывод эталонного конденсатора | Выгод Сх моста | Экран моста | ||||
1 | Основная изоляция | Нормальная | С выводом Л\ первичной обмотки | С выводами И и 3* | Заземлен | Выводы И 3 отсоединены от земли и соединены между собой. Испытательное напряжение 10 кВ подводится к выводу J1, первичной обмотки |
2 | Изоляция измерительного конденсатора С2 | Нормальная | С выводом | С выводом 3 | То же | Выводы И и 3 отсоединены от земли. Испытательное напряжение 3 кВ ПОДВОДИТСЯ к выводу И |
3 | Изоляция измерительного конденсатора Сг | Пе реверну- тая | Заземлен | С выводом И | С выводом Л1 первичной обмотки | Вывод 3 заземлен. Испытательное напряжение 3 кВ подводится к выводу и |
4 | Изоляция последней обкладки на корпус С3 | Перевернутая | Заземлен | С выводами 3 и И |
| Выводы 3, И и вторичных обмоток отсоединены от земли. Испытательное напряжение 3 кВ подводится к выводам 3 и И |
5 | Изоляция послед- и й обкладки на корпус С3 | Перевернутая | Заземлен | С выводом 3 | С выводом И | Выводы 3, И и вторичных обмоток отсоединены от земли. Испытательное напряжение 3 кВ подводится к выводу 3. Выводы JJ,—Лг заземлёны |
6 | Изоляция последней обкладки относительно корпуса и вторичных обмоток C3+Cj | Перевернутая | Заземлен | С выводом 3 | С выводом И | Выводы 3 и И отсоединены от земли. Выводы вторичных обмоток заземлены. Испытательное напряжение 3 кВ подводится к выводу 3 |
7 | Изоляция последней обкладки относительно вторичных обмоток | Нормальная | С выводом 3 | С выводами вторичных обмоТок и выводом ЗТТ (при его наличии) | Заземлен | Выводы 3 к И отсоединены от земли. Испытательное напряжение 3 кВ |
У трансформаторов тока последних выпусков отсутствует измерительный конденсатор и предусмотрен только один вывод от последней СП обкладки.
В эксплуатации производить отсоединение вторичных цепей от обмоток трансформатора тока затруднительно. Поэтому может быть рекомендована схема измерения при которой провод Сх моста подсоединяется только к выводу нулевой обкладки при заземленных выводах вторичных обмоток трансформатора тока. В этом случае емкость нулевой обкладки относительно вторичных обмоток оказывается подсоединенной параллельно плечу R-* моста и вносит погрешность в результаты измерения tg δ, завышая их. Однако расчеты показывают, что в трансформаторах тока с рымовидной обмоткой при имеющем место соотношении емкостей С2/С,л; 10000/1000= 10 погрешность измерения составляет примерно 0,1 % нею практически можно пренебречь. Так, изменения мостом Р-595 при подсоединении к проводу Сх нулевой обкладки трансформатора тока 330 кВ с рымовидной обмоткой и заземленных вторичных обмотках показали, что tg δ = 0,195% и ^=656 пФ. При подсоединении к проводу Сх моста нулевой обкладки и вторичных обмоток значение тангенса угла диэлектрических потерь не изменилось, а измеренная емкость увеличилась до 827 пФ.
Наряду с тангенсом угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока всех исполнений определяется емкость обмоток. Учитывая, что бумажно-масляная изоляция трансформаторов тока с U-образной и рымовидной обмотками состоит из 10—-14 слоев диэлектрика, разделенных уравнительными обкладками, можно считать, что замыкание одного слоя изоляции вызовет увеличение емкости примерно на 10%. Оценка характера изменения емкости обмоток, особенно для трансформаторов тока с конденсаторной изоляцией, позволяет в ряде случаев выявлять дефекты в слоях диэлектрика. Так, при обрыве нулевой обкладки у трансформатора тока 500 кВ с рымовидной обмоткой измеренная емкость уменьшается в 4—5 раз. Допустимые значения емкости регламентированы заводом для отдельных зон изоляции трансформаторов тока в зависимости от конструкции обмоток, принятой технологии производства и длительности эксплуатации.
