Организация работ
Монтаж мощных силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих массу свыше 100 т, является комплексом сложных в техническом и организационном отношении трудоемких работ, требующих затраты значительных трудовых и материальных ресурсов, применения сложного оборудования, приспособлений, приборов и оснастки.
При подготовке к монтажу необходимо:
1) выбрать способ и место хранения трансформатора и его комплектующих узлов до начала монтажа;
2) определить способ разгрузки и доставки трансформатора на место установки;
3) выбрать способ подготовки необходимого количества трансформаторного масла;
4) подготовить монтажную площадку для разгерметизации трансформатора и установки комплектующих узлов, а также обеспечить сохранность изоляции в этот период;
5) подготовить подъемное и технологическое оборудование необходимое для осуществления монтажа, приборы, приспособления, оснастку, инструмент и материалы;
6) определить объем и последовательность выполнения работ по монтажу, испытаниям и наладке трансформатора и комплектующих узлов;
7) определить продолжительность и трудоемкость работ, необходимый состав монтажного персонала, потребность электрической мощности и энергозатрат, загрузку машин и механизмов, а также провести калькуляцию трудозатрат;
8) подготовить техническую документацию, необходимую для выполнения и сдачи работ по монтажу трансформаторов;
9) разработать мероприятия по технике безопасности и противопожарной безопасности.
Для производства наиболее сложных и трудоемких работ разрабатываются ПОР и ППР.
Монтаж мощных высоковольтных трансформаторов осуществляют, как правило, специализированными монтажно-наладочными организациями, работающими по договорам с генеральным подрядчиком (по монтажным работам) или заказчиком — эксплуатационной организацией (по наладке оборудования). В некоторых случаях наладочные работы выполняются цехами и лабораториями заказчика. В производстве работ принимают участие также другие организации (строительные, транспортные и т. д.).
В процессе производства работ заказчик организует взаимодействие участвующих в монтаже организаций, осуществляет технический контроль и производит приемку выполненных работ. Для технического руководства монтажом мощных высоковольтных трансформаторов заказчик привлекает персонал завода-изготовителя.
Подготовку к проведению работ следует проводить заблаговременно, чтобы можно было начать монтаж трансформатора непосредственно после прибытия. В случае необходимости длительного хранения трансформатора место для хранения должно быть выбрано с учетом возможности своевременной заливки маслом, организации контроля за состоянием трансформатора.
До прибытия трансформатора на место установки должны быть подготовлены железнодорожные пути перекатки и фундамент для установки трансформатора.
Монтажную площадку для производства разгерметизации, установки комплектующих узлов и других работ подготавливают либо на месте установки трансформатора, либо на подстанционных железнодорожных путях с учетом удобства размещения комплектующих узлов, необходимых для монтажа оборудования и механизмов, производства работ, связанных с подготовкой и заливкой маслом.
Размеры монтажной площадки должны обеспечивать свободное и удобное размещение на ней подъемного и технологического оборудования, подготовленных для установки комплектующих узлов, иметь подъезды для перемещения механизмов и обеспечения противопожарной безопасности.
На монтажной площадке устанавливают силовой шкаф электроснабжения необходимой мощности, технологические емкости для масла, передвижное или стационарное помещение для дежурного персонала и хранения инструмента, приборов и материалов. Площадку оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Она должна быть достаточно освещена.
На некоторых подстанциях имеются башни ТМХ специально предназначенные для монтажа и ремонта трансформаторов, которые могут быть использованы как монтажная площадка.
Технико-экономические расчеты и калькуляцию трудозатрат производят в соответствии с утвержденными нормами и расценками.
При выполнении работ кроме имеющихся ПОР и ППР необходимо руководствоваться также сопроводительной технической документацией на трансформаторы завода-изготовителя, которая включает в себя инструкции по выполнению монтажных работ, необходимые сборочные чертежи, данные заводских испытаний, документацию по монтажу отдельных комплектующих узлов. Выполнение отдельных работ, таких как монтаж защит, подключение силовых и контрольных кабелей, ошиновка и другие, производят по проектной документации данной подстанции.
Подготовка к монтажу высоковольтных вводов
Подготовка вводов на напряжение 3—35 кВ
Конструкции применяемых вводов показаны на рисунках 1,а—г. После получения со склада вводы необходимо проверить на отсутствие трещин и повреждений фарфоровых изоляторов, тщательно очистить от загрязнений и испытать напряжением частотой 50 Гц в течение 1 мин. В таблице 1 приведены значения напряжения для испытания вводов.
а — для токов более 5000 А; б —для токов до 3200 А; в —для токов до 630 А; г — крепление на баке трансформатора; 1 — пластина контактная; 2 — пробка для выпуска воздуха; 3 — токоведущая шпилька; 4 — фарфоровый изолятор; 5 — изоляционное полукольцо; 6 — контактная лопатка; 7 — изоляционная трубка; 8 — гайка; 9 — шайба; 10 — гайка; 11 — фланец; 12 — сухарь; 13 — шпилька; 14 — уплотняющая прокладка Рисунок 1 - Разборные вводы 3—35 кВ
Таблица 1
| Класс напряжения вводов | 3 | 6 | 10 | 15 | 20 | 35 |
| Испытательное напряжение, кВ | 25 | 32 | 42 | 57 | 68 | 100 |
В качестве технологического бачка можно использовать установки трансформаторов тока, на которых устанавливаются эти вводы.
Подготовка маспоподпорных вводов
На рисунке 2 показан внешний вид маслоподпорного ввода 66 кВ. Ввод состоит из трубы для пропускания токоведущего отвода, на которой размещена твердая бумажно-бакелитовая изоляция, разделенная концентрическими уравнительными обкладками из фольги. Верхняя часть ввода помещена в фарфоровый изолятор, верхняя часть которого имеет маслостойкое уплотнение, а к нижней части прикреплена соединительная втулка. На время транспортировки и хранения нижнюю часть ввода помещают в кожух, внутреннюю полость заполняют маслом. На соединительной втулке имеется вывод для измерения tgδ и емкости внутренней изоляции ввода. На фланце соединительной втулки находится также газоотводный патрубок, который служит одновременно для отбора проб масла из ввода во время хранения.
1 — защитный кожух; 2 — сливная пробка; 3 — пробка для удаления воздуха; 4 — экран
Рисунок 2 - Маслоподпорный ввод
Подготовка ввода к монтажу заключается в проведении внешнего осмотра на отсутствие повреждений, испытании залитого во вводе трансформаторного масла и измерении tgδ внутренней изоляции ввода. Ввод должен быть заполнен маслом и не иметь внешних повреждений. Трансформаторное масло, заполняющее ввод, должно соответствовать стандарту, пробивное напряжение должно быть не ниже 40 кВ, a tgδ не превышать 0,4% при 20°С и 3,5% при 70°С.
Измерение tgδ изоляции производят при напряжении 10 кВ с помощью мостов переменного тока. В качестве электродов используют контактную клемму ввода и измерительный вывод, мост собирают для нормальной схемы измерения, применяемой для изолированных от земли электродов. Высокое напряжение подают на контактную клемму, а соединительную втулку заземляют. Измерительный вывод перед измерением должен быть разземлён, а внутренняя полость ввода полностью заполнена трансформаторным маслом. Значение tgδ изоляции ввода должно соответствовать значению, приведенному в паспорте ввода.
Подготовка вводов с твердой изоляцией
Конструкция вводов с твердой изоляцией на напряжение 110 кВ показана на рисунке 3.
Рисунок 3 - Ввод 110 кВ с твердой изоляцией
Установочные размеры и массы применяемых вводов приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Установочные размеры и массы вводов 110 кВ с твердой изоляцией
| Обозначение ввода | Установочные размеры, мм (рисунок 3) | Масса, кг | |||
А | Б | В | D | ||
| ГТБТ 0—60 – 110/800-У1 | 2280+15 | 770 | 300 | 280 | 96 |
2480+15 | 970 | 500 | 280 | 100 | |
| ГТБТ 0 - 60 - 110/800-У-У1 | 2280+15 | 770 | 300 | 350 | 125 |
2480+15 | 990 | 500 | 350 | 130 | |
Уплотнение верхней фарфоровой покрышки производят путем стяжки пружинами, расположенными в головке ввода. Для компенсации объемного расширения масла в верхней части ввода оставляется небольшой объем воздуха. Вводы могут выпускаться с выводом для измерения tgδ и емкости изоляции и без него.
Конструкция вводов с твердой изоляцией неразборна и ремонту в полевых условиях не подлежит. Транспортировка и хранение вводов осуществляются в деревянных ящиках в горизонтальном положении.
Для проверки технического состояния ввод следует распаковать, перевести в вертикальное положение и установить на стойку. Проверка заключается в проведении внешнего осмотра на отсутствие повреждений и течей масла (в местах уплотнения, фарфоровой покрышки, пайки, посадки втулки на изоляции) и измерении tgδ изоляции ввода при напряжении 10 кВ.
Для вводов, имеющих измерительный вывод, tgδ измеряют так же, как и для маслоподпорных вводов. Для вводов, не имеющих измерительного вывода, измерения производят по перевернутой схеме моста, применяемой в случаях, когда один из электродов заземлен. В качестве электродов используют контактную шпильку, и соединительную втулку, которая должна быть надежно заземлена. Значения tgδ изоляции ввода должны соответствовать значениям, приведенным в паспорте ввода.
Подготовка маслонаполненных высоковольтных вводов на напряжение 110—750 кВ
Рисунок 4,а—г поясняет принцип устройства высоковольтных маслонаполненных вводов. На центральную трубу намотана бумажная, пропитанная трансформаторным маслом изоляция и надеты верхняя и нижняя фарфоровые покрышки, соединенные подсоединительной втулкой. Детали ввода стянуты пружинами, расположенными в головке ввода. Фарфоровые покрышки совместно с подсоединительной втулкой и деталями нижнего и верхнего уплотнений образуют резервуар для заполняющего ввод масла.
а — схема устройства ввода; б — схема компенсации объемного расширения масла с выносным бачком; в — схема компенсации объемного расширения масла в головке ввода; г — схема работы гидравлического затвора; 1 — центральная труба; 2 — уравнительная обкладка; 3 — нижняя фарфоровая покрышка; 4 — соединительная втулка; 5 — вывод измерительной обкладки; 6 — верхняя фарфоровая покрышка; 7 — пружина; 8 — бак давления; 9 — сильфонный расширитель
Рисунок 4 - Устройство высоковольтных маслонаполненных вводов
Внешней изоляцией ввода является внешняя развитая поверхность фарфоровых покрышек. Внутренняя изоляция состоит из пропитанной маслом бумаги и заполняющего ввод трансформаторного масла. Бумажная изоляция разделена на слои уравнительными прокладками из фольги. Таким образом, между находящейся под потенциалом центральной трубой и заземленной подсоединительной втулкой образуется группа последовательно включенных конденсаторов, обеспечивающих равномерное распределение напряжения внутри ввода. Последняя обкладка в изоляции имеет отвод, выведенный при помощи изолятора на подсоединительную втулку, предназначенный для измерения tgδ и емкости ввода. При эксплуатации ввода этот отвод должен быть заземлен.
Во многих вводах последний слой бумажной изоляции используют как измерительный конденсатор, который включен последовательно с основной емкостью ввода. Проводник от измерительной обкладки выводят через изолятор на соединительную втулку. Он служит для измерения tgδ и емкости основной изоляции ввода и изоляции измерительного конденсатора. В таких вводах отвод от последней обкладки наглухо подсоединен к соединительной втулке внутри ввода.
Центральная труба служит для соединения деталей ввода и пропускания токоведущего кабеля отвода обмотки трансформатора. Кабельный наконечник отвода закрепляют в верхней части трубы. Такие вводы называют протяжными. В некоторых вводах труба является токоведущим элементом и кабельный наконечник отвода закрепляют в нижней части трубы.
По способу защиты внутренней изоляции ввода от влияния атмосферного воздуха вводы подразделяют на герметичные и негерметичные. В конструкции новых трансформаторов в основном применяются вводы герметичного исполнения. В таких вводах внутренняя изоляция полностью герметизирована от окружающего воздуха. Компенсацию температурных изменений объема масла производят при помощи сильфонных компенсаторов, которые располагают в специальном выносном бачке, соединенном с внутренней полостью ввода, или в головке ввода (рисунки 4 б, в). Во вводе должно постоянно поддерживаться избыточное давление масла.
Во вводах негерметичной конструкции компенсация температурных изменений объема масла производится в расширителе, расположенном в головке ввода. Для защиты внутренней изоляции ввода от влияния атмосферного воздуха в большинстве конструкций расширителей предусмотрен гидравлический затвор. Гидравлический затвор представляет собой два сообщающихся сосуда, один из которых сообщается с окружающей атмосферой, а второй — с полостью ввода. В качестве запирающей жидкости в гидравлическом затворе используют то же трансформаторное масло, что и во вводе. Принцип работы гидравлического затвора поясняет рисунок 4,г. Гидравлический затвор задерживает поступающую с воздухом влагу и загрязнения.
Для контроля за уровнем масла во вводе расширитель оборудован стеклянным маслоуказателем. Соединительная втулка служит, для крепления ввода на трансформаторе. На втулке имеются приспособления для подъема ввода, отверстие для выпуска воздуха из трансформатора, газоотводный патрубок, измерительный вывод от измерительного конденсатора.
Герметичный ввод соединен с бачком давления гибкой трубкой. Для подсоединения трубки на подсоединительной втулке ввода и на бачке давления имеются вентили. В герметичных вводах с сильфонными компенсаторами вентиль, установленный на подсоединительной втулке, предназначен для регулировки давления масла во вводе. Во вводах негерметичной конструкции на подсоединительной втулке имеется маслоотборное устройство.
Подготовка к монтажу вводов герметичной конструкции заключается в проведении внешнего осмотра на отсутствие повреждений и следов утечки масла, контроля давления масла во вводе, измерения tgδ и емкости внутренней изоляции ввода.
Ввод не должен иметь повреждений и следов утечки масла. Проверку давления масла производят по показаниям манометра, когда вводы находятся при хранении в горизонтальном положении. Требуемое давление зависит от температуры масла и приведено в инструкции по эксплуатации данного типа ввода в виде графика.
На рисунке 5 показана зависимость изменения давления в верхней части ввода от температуры масла. Нижняя кривая MN характеризует минимально допустимое давление перед установкой ввода на трансформатор. Верхняя кривая АВ характеризует максимально допустимое давление при эксплуатации ввода. При проверке показания манометра должны соответствовать кривой MN с разбросом ±10%. Если контроль давления осуществляют при вертикальном положении вводов, когда манометр находится ниже уровня головки ввода, давление в верхней части ввода, кПа, вычисляют по формуле
ρ = ρ0 – γh,
где ρ0 — показание манометра, Па; γ — плотность масла, равная 0,9-103 кг/м3; h — расстояние между головкой ввода и местом расположения манометра, м.
MN — минимальное давление, устанавливаемое на заводе-изготовителе; АВ — давление при максимальной нагрузке ввода и трансформатора
Рисунок 5 - Зависимость давления во вводе от температуры окружающего воздуха
Если давление не соответствует требуемым значениям, производят подпитку или слив масла из ввода. Во вводах с бачком давления для доливки и слива масла на входном вентиле ввода имеется переходный штуцер с пробкой. При проведении работ по регулированию давления масла во вводе нельзя допускать попадания воздуха во внутреннюю полость ввода. Подпитку масла во вводы с бачком давления производят при помощи ручного маслонасоса следующим образом (см. рисунок 4,б). Перекрывают вентили на вводе и баке давления, в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с резьбой М14Х1.5, затем приоткрывают вентиль бачка давления и под струей масла из переходника и шланга от насоса надевают шланг на штуцер. При помощи насоса подают масло в бачок давления, пока показания манометра не будут несколько больше требуемых значений. Перекрывают вентиль на баке, выворачивают штуцер на переходнике, затем, приоткрыв вентиль на баке давления, вместо него под струей масла вворачивают пробку. Открывают вентили на вводе и бачке давления. Такие же меры предосторожности от попадания воздуха внутрь ввода принимают при сливе масла, замене манометра и других операциях, связанных со сливом и заливкой масла.
Слив и подпитку вводов без бачка давления производят аналогично.
Для доливки вводов следует применять сухое, предварительно дегазированное масло с пробивным напряжением не ниже 50 кВ, соответствующее ГОСТ-5.1710-72. Допускается также применять масла других марок, имеющие антиокислительные присадки.
Измерение tgδ и емкости изоляции ввода производят после установки ввода в вертикальное положение. Перед измерениями проверяют сопротивление изоляции измерительного вывода мегомметром 2,5 кВ, которое должно быть не менее 1500 МОм.
Для измерения tgδ и емкости основной изоляции ввода в качестве электродов используют контактные клеммы и измерительный вывод, соединительную втулку ввода заземляют. Измерение проводят по прямой схеме моста при напряжении 10 кВ, которое подается на контактную клемму.
Измеренное значение tgδ основной изоляции должно соответствовать значениям, приведенным в паспорте ввода. Емкость основной изоляции не нормируется, но оценивается путем сравнения со значениями, указанными в паспорте.
Для вводов с измерительным конденсатором дополнительно проверяют tgδ и емкость его изоляции. Измерение проводят по прямой или перевернутой схеме моста. В качестве электродов используют измерительный вывод, к которому прикладывают напряжение 10 кВ, и соединительную втулку, которую при измерении по прямой схеме моста изолируют от земли. Значения tgδ и емкости изоляции не нормируются, однако оцениваются путем сравнения со значениями, указанными в паспорте ввода.
Измерение tgδ и емкости изоляции вводов должно производиться при температуре не ниже +5°С. Если окружающая температура ниже +5°С, перед измерением вводы прогреваются при помощи воздуходувок. При прогреве во избежание повреждения вводов следует соблюдать следующие требования:
1) не направлять поток горячего воздуха непосредственно на фарфоровую покрышку ввода;
2) скорость подъема температуры окружающей ввод среды должна быть не более 5—7°С в час;
3) вентили, перекрывающие сообщение полости ввода и бачка давления, должны быть в открытом положении.
Подготовка к монтажу вводов негерметичной конструкции заключается в проведении внешнего осмотра в целях выявления повреждений и следов утечки масла, замены масла в затворе расширителя и установке необходимого уровня масла во вводе, испытания залитого во ввод трансформаторного масла и измерения tgδ и емкости изоляции ввода.
При сливе масла из ввода проверяют работу маслоуказателя (сообщаемость с маслом полости ввода).
Отбор пробы масла для испытания производят через имеющееся на соединительной втулке маслоотборное устройство. Выходное отверстие устройства соединено полихлорвиниловой трубкой с маслом нижней части ввода, которое отбирается для анализа.
Маслонаполненные вводы заливают маслом, соответствующим ГОСТ 5.1710-72. Если масло не соответствует требуемым нормам, его следует заменить. Обычно замену масла производят без полного слива масла из ввода. Для этого необходимо подготовить чистую емкость для свежего масла вместимостью, в 3—3,5 раза большей массы масла во вводе. В верхней надмасляной части емкость должна быть снабжена воздухоосушителем, а внизу иметь кран со штуцером для подсоединения шланга. Заполненную свежим сухим маслом емкость поднимают выше головки ввода и соединяют емкость шлангом с заливным отверстием расширителя ввода. Открывают кран на емкости и заполняют расширитель полностью маслом. Затем, подсоединив к маслоотборному устройству шланг, открывают его и сливают масло в расположенную внизу свободную емкость в объеме не менее двукратного объема масла во вводе. В процессе замены ввод постоянно должен быть полностью заполнен маслом. После замены масла необходимо установить требуемый для нормальной работы ввода уровень масла и выдержать ввод при остаточном давлении не более 1,3 кПа в течение 2, 6 и 10 ч для вводов на напряжение соответственно 110, 220, 330 кВ и выше. Вакуум-провод от вакуум-насоса подсоединяют к доливочному отверстию ввода.
Применяют также замену масла ввода с полным сливом и заливкой ввода под вакуумом. Для этого из ввода полностью сливают масло через сливное отверстие в нижней части ввода. Ввод герметизируют и выдерживают при остаточном давлении не более 0,65 кПа в течение не менее 6, 12 и 16 ч для вводов на напряжение соответственно 110, 220, 330 кВ и выше. Вакуум-провод от вакуум-насоса подсоединяют к доливочному отверстию ввода. После этого, не останавливая вакуумирования, через маслоотборное устройство подают сухое трансформаторное масло, нагретое до температуры 35—40°С. Когда уровень масла достигнет % высоты стекла маслоуказателя, заливку прекращают, а ввод выдерживают при остаточном давлении не более 0,65 кПа в течение 6, 12 и 16 ч для вводов соответственно 110, 220, 330 кВ и выше.
После замены масла во вводе рекомендуется произвести измерения tgδ и емкости изоляции ввода. Измерение tgδ и емкости изоляции ввода производят так же, как и для вводов герметичной конструкции. Значения tgδ изоляции вводов негерметичной конструкции не должны превышать значений, указанных в паспорте ввода, больше чем на 20%.
Подготовка к монтажу встроенных трансформаторов тока
Трансформаторы тока, встраиваемые в силовые трансформаторы, предназначены для питания измерительных приборов и схем релейных защит в сетях переменного тока.
Устройство встроенных трансформаторов тока показано на рисунке 6,а,б. На изолированный кольцевой магнитопровод из электротехнической стали намотана вторичная обмотка из круглого изолированного провода, которая может иметь ряд ответвлений. Снаружи вторичная обмотка изолирована электрокартоном и замотана миткалевой лентой. Для защиты увлажнения изоляцию пропитывают влагостойким лаком. Первичной обмоткой трансформатора тока служит ввод силового трансформатора.
а — установка; б — электрическая схема; 1 — кожух; 2 — изоляционная прокладка; 3 — трансформатор тока; 4—отпайка; 5 — деревянный клин; 6 — стягивающая шпилька; 7 — плита
Рисунок 6 - Установка встроенных трансформаторов тока
На торцевых поверхностях трансформатора тока нанесена маркировка Л1 и Л2), определяющая направление первичного тока, а отпайки вторичной обмотки маркируются буквами И1, И2, И3, И4, И5 и т. д. соответственно числу отпаек. Буквой И1 обозначается начало обмотки, а буквами И2, И3 и т.д. — ответвления в порядке возрастания номинального первичного тока, последней буквой обозначается конец вторичной обмотки. При протекании первичного тока в направлении от Л1 и Л2 вторичный ток должен проходить по внешней цепи в направлении от И1 к И2.
Работа трансформатора тока в режиме холостого хода недопустима. При работе силового трансформатора вторичная обмотка трансформатора тока должна быть подключена к нагрузке (приборам или аппаратуре) либо закорочена. Трансформаторы тока обычно смонтированы в специальных кожухах, называемых установками трансформаторов тока. В каждом кожухе, как правило, располагают по два трансформатора тока, которые стянуты при помощи гетинаксовых плит и расклинены. Для установки и закрепления в кожухе на сердечнике трансформатора тока сверху и снизу имеются опорные клинья. Отпайки от вторичной обмотки трансформатора тока выведены в клеммную коробку, расположенную на внешней поверхности кожуха.
В некоторых трансформаторах трансформаторы тока закрепляют внутри бака. Подготовка к монтажу установки встроенных трансформаторов тока заключается в проведении внешнего и внутреннего осмотров для выявления повреждений и следов утечки масла, проверки пробивного напряжения залитого в кожухе масла, проверки полярности, измерений активного сопротивления и коэффициента трансформации отпаек вторичной обмотки, испытании изоляции напряжением и снятии вольт-амперной характеристики.
Если значение пробивного напряжения масла из кожуха показывает на присутствие в нем значительного количества влаги, а также если трансформаторы тока длительно находились в разгерметизированном состоянии либо непосредственно под действием влаги (дождя, снега), перед монтажом их необходимо подсушить. Сушку обычно производят горячим воздухом с температурой 100—110°С, подаваемым от воздуходувок, либо в печи. Контроль за окончанием сушки ведут по установившимся значениям сопротивления изоляции трансформаторов тока по отношению к заземленному корпусу. Сушка при указанной температуре обычно занимает 8—10 ч.
Проверку полярности трансформаторов тока производят по отклонению направления стрелки подключенного к вторичной обмотке гальванометра при замыкании и размыкании цепи пропускаемого через первичную обмотку постоянного тока. При испытаниях в качестве первичной обмотки применяют проводник, который пропускают внутри сердечника. При присоединении однополярных выводов первичной и вторичной обмоток к плюсу батареи и плюсу гальванометра в момент замыкания цепи стрелка гальванометра должна давать положительное отклонение, а в момент размыкания — отрицательное.
Активное сопротивление на всех отпайках вторичной обмотки измеряют при помощи моста или методом амперметра-вольтметра. Полученные значения активного сопротивления должны соответствовать значениям, приведенным в паспорте трансформатора тока.
Коэффициент трансформации измеряют методом двух амперметров. В качестве первичной обмотки используют проводник, который пропускают внутрь сердечника. Для создания требуемого тока в первичной обмотке применяют нагрузочный трансформатор. Коэффициент трансформации должен соответствовать паспортным значениям.
Перед испытанием трансформаторов тока напряжением необходимо измерить сопротивление изоляции мегомметром на напряжение 2,5 кВ, которое должно быть не менее 10 МОм. Переменное напряжение прикладывают к выводам отпаек от вторичной обмотки, которые закорачивают между собой. Кожух установки заземляют. Изоляция трансформаторов тока должна выдерживать напряжение 2 кВ в течение 1 мин.
Вольт-амперная характеристика представляет собой зависимость напряжения, подаваемого на вторичную обмотку от возникающего при этом тока. Ее снимают для настройки релейной защиты трансформатора и используют для оценки исправности вторичной обмотки трансформатора тока (наличие короткозамкнутых витков). Снятая вольт-амперная характеристика сопоставляется типовыми или с вольт-амперными характеристиками трансформаторов тока, однотипных с проверяемым.
На рисунке 7 приведены вольт-амперные характеристики для исправного трансформатора тока и трансформатора тока, в обмотке которого замкнуты два витка. Следует отметить, что наклон вольт-амперной характеристики зависит от получаемой формы кривой тока и напряжения при их снятии, которые могут быть различны при применении различных схем их снятия.
1 — исправный трансформатор тока; 2 — замкнуты два витка
Рисунок 7 - Вольт-амперные характеристики трансформаторов тока при витковых замыканиях
В процессе проведения испытаний магнитопровод трансформатора тока может намагничиваться, что влияет на точность его работы, поэтому после окончания испытаний следует провести размагничивание магнитопровода трансформатора тока одним из указанных ниже методов.
1. Вторичную обмотку замыкают на сопротивление около 10 Ом для трансформаторов тока с номинальным вторичным током 5 А и около 300 Ом для трансформаторов с номинальным вторичным током 1 А. Через первичную обмотку пропускают номинальный ток, а затем плавно уменьшают его до нуля.
2. При разомкнутой вторичной обмотке через первичную обмотку пропускают ток, равный 10% номинального, а затем плавно уменьшают его до нуля. Этот способ применяется для трансформаторов тока с номинальным вторичным током 5 А.
Если во время осмотра были обнаружены повреждения, которые могли привести к нарушению состояния изоляции перед монтажом трансформаторов тока, необходимо провести испытание междувитковой изоляции индуктируемым напряжением. Для этого по первичной обмотке пропускают ток, при котором на разомкнутой вторичной обмотке наводится напряжение, равное 3,5 кВ. Ток первичной обмотки не должен превышать номинального значения. Междувитковая изоляция трансформатора тока должна выдерживать без пробоя и повреждения индуктивное напряжение в течение 1 мин.
Если при номинальном значении тока в первичной обмотке напряжение на вторичной обмотке будет меньше 3,5 кВ, испытание проводят при полученном напряжении.
Подготовка к монтажу комплектующей аппаратуры и приборов
Подготовка газового реле
Газовое реле предназначено для подачи сигнала о появлении газа в трансформаторе. В конструкции мощных силовых трансформаторов наиболее широкое применение находит газовое реле типа РГЧЗ-66.
Устройство и работа реле типа РГЧЗ-66 известны широкому кругу специалистов. Подготовка его к монтажу заключается в проверке действия его рабочих элементов (верхнего и нижнего) и заслонки потока масла. На время транспортировки внутреннюю часть реле раскрепляют амортизационными прокладками. Каждое реле со стороны фланцев закрепляют временными заглушками, запаивают в полихлорвиниловый мешочек и укладывают в картонную коробку.
Перед установкой на трансформатор реле освобождают от транспортных упаковок и раскреплений, вынимают внутреннюю часть из корпуса и визуально проверяют ход подвижных контактов по неподвижным после их касания. Ход должен быть не менее 2 мм. Затем проверяют изоляцию электрических Цепей реле относительно корпуса при помощи мегомметра 500 В.
Подготовка термометрических сигнализаторов
Термометрические сигнализаторы типа ТС-100 предназначены для контроля за температурой масла в трансформаторе и автоматического управления работой системы охлаждения. Они представляют собой парожидкостные дистанционные термометры с электроконтактным устройством.
Термосигнализатор состоит из термобаллона, заполненного специальной жидкостью (хлорметил) и устанавливаемого в гнезде на баке трансформатора, капилляра и прибора со шкалой, внутри которого имеются манометрическая пружина, система передачи движения и система электрических контактов. Принцип действия термосигнализатора основан на зависимости между температурой и давлением насыщенных паров заполнителя (хлорметила), заключенного в герметически замкнутой системе.
Рисунок 8 поясняет работу термосигнализатора. При изменении давления паров происходит деформация манометрической пружины, последняя посредством рычажного устройства приводит в движение стрелку на шкале прибора и вызывает скольжение контактных щеток по контактному сектору. Один из секторов связан с желтым, а другой — с красным установочными указателями на шкале прибора. Замыкание электрических контактов происходит при совпадении конца указательной стрелки с концом установочной стрелки. При повышении температуры происходит замыкание контакта, соответствующего красному установочному указателю, причем контакт, соответствующий желтому установочному указателю, остается замкнутым. Установка красного и желтого указателей на требуемое значение температуры производится при помощи предусмотренных для этого винтов. В таблице 3 приведены основные технические данные термосигнализатора типа ТС-100.
Таблица 3 – Технические данные термосигнализатора ТС-100
| Пределы измерения, °С | 0 — 100 | |
| Интервалы температур, °С | 0 - 40 | 40 – 100 |
| Цена деления | 5 | 2 |
| Допустимая погрешность при температуре 20±5°С, % | 4 | 2,5 |
| То же, °С | ±4 | ±2,5 |
| Номинальное количество срабатываний контактов | 5000 | |
| Разрывная мощность при напряжении 220 В, Вт | 25 | |
1 — переходная колодка; 2 — ламель красного указателя; 3 — ламель желтого указателя; 4 — контактные щеточки; 5 — ось стрелки; 6, 7, 16 — поводок; 8 — термобаллон; 9— соединительная трубка (капилляр); 10 — манометрическая пружина; 11 — ось; 12 — шкала; 13 — указатель красный; 14 — стрелка; 15 — указатель желтый
Рисунок 8 - Схема устройства термосигнализатора ТС-100
Перед установкой термосигнализатора на трансформатор необходимо убедиться в отсутствии повреждений и сличить показания термосигнализатора с показаниями контрольного образцового прибора при изменении температуры по всему диапазону шкалы термосигнализатора.
