1, 2, 3, 4 - Номера трансформаторов

Рис. 3.3

Про­цесс ускорен­ного старения мож­но заме­тить на гра­фике, если по оси абсцисс откладыва­ется срок службы трансформатора (рис.3.4). Все со­про­ти­вле­ния приведены к расчетной (базовой) тем­пературе (70°С).

В эксплуатации измерение tg  изоляции обмоток производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощ­ностью 31 500 кВА и более, при этом значение tg  не норми­рует­ся, но дол­жно учитываться при комплексной оценке результатов изме­рения состояния изоляции.

Рис. 3.4

4.7. Заполнение машинной формы результатов измерений

Для занесе­ния в базу данных результатов изме­ре­ний необходимо заполнить шаблон в соответствии с правилами, приве­денными в “Ин­струк­ции пользо­вателя”. Форма шаблона при­во­дится ниже:

Обязательно вводится "Дата проведения испытания".

Пользователь вводит также "Температуру верхних слоев масла", величины "Тангенса угла диэлектрических потерь (tg) изоляции", значение "Тангенса угла диэлектрических потерь (tg) масла", температуру, при ко­то­рой производилось измерение tg масла, и значения сопротивления изоляции R_15" и R_60".

Для трехобмоточного трансформатора значениями сопротивлений R_15" ,и R₆₀ и tg изоляции заполняются все строки таблицы, а для двухобмоточного - только первые три.

Значения R_60", приведенного к базовой температуре измерения и к базовому значению tg масла, а также "Коэффициент абсорбции (K_абс)" вычисляются при выполнении экспертизы и заносятся в соответствующие поля формы.

4.8. Литература

1. Филиппишин В.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансфор­маторов.- М.: Энергоиздат, 1981.

2. Справочник по наладке электроустановок и электроавтоматики. Киев.: "Наукова Думка", 1972.

3. Алексенко Г.В., Ашрятов А.К., Веремей Е.В., Фрид Е.С. Испытание мощных трансформаторов и реакторов, часть 2.- М.: Энергия, 1978.

4. Аншин В.Ш., Худяков З.И. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. - М.: Высшая школа, 1985.

5. Нормы испытания электрооборудования. Под общей редакцией С.Г. Королева. - 5-е издание. - М.: Атомиздат. - 304 с.

6. РД 16.363 - 87. Трансформаторы силовые. Транспортирование, раз­груз­ка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию.

7. Сви П. М. Контроль изоляции высокого напряжения. - М.: Энерго­атом­издат, 1988.

8. Каганович Е. А., Райхлин И. М. Испытание трансформаторов мощностью до 6800 кВА и напряжением до 35 кВ.- М.: Энергия, 1980.

5. Физико-химические испытания масла

5.1. Основные положения

Испытание трансформаторного масла относится к категориям контроля П, К и М (см. введение).

Минимальное пробивное напряжение

Напряжение, при котором происходит первый пробой масла, во внимание не принимают. Пробивное напряжение определяют как среднее арифметическое шести значений напряжений [Л.1].

Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов, аппаратов и вводов устанавливается согласно табл. 5.1 [Л.3].

Таблица 4. 1

Для трансформаторов с номинальным	Наименьшее пробивное напряжение, кВ
напряжением, кВ	для свежего масла	для эксплуа­та­ци­он­­ного масла всех марок
до 15 кВ включительно	определяется в	20
свыше 15 до 35 кВ включительно	соответствии с	25
от 60 до 220 кВ включительно	[Л.6]	35
от 330 до 500 кВ включительно		45
750 кВ		55

Разброс результатов при определении пробивного напряжения масла происходит в основном из-за наличия механических примесей в масле [Л.2].

Температура вспышки

Допускается снижение температуры вспышки эксплуатационного масла всех марок не более, чем на 5°С по сравнению с предыдущим анализом [Л.3].

Температура вспышки при нормальной работе трансформатора постепенно возрастает вследствие испарения легких фракций. При развитии дефекта темпе­ратура вспышки масла резко падает из-за растворения в масле га­зов, образу­ющихся в месте дефекта. Снижение температуры вспышки бо­лее, чем на 5°С по сравнению с предыдущим испытанием масла указывает на на­личие дефекта и в этом случае требуется комплексное обследование обо­ру­до­вания [Л.2]. Снижение температуры вспышки паров масла указывает также на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].

Растворимый шлам, механические примеси и взвешенный уголь

Растворимый шлам для силовых трансформаторов напряжением 500 кВ и выше при кислотном числе масла более 0,15 КОН для эксплуатационного масла всех марок, согласно [Л.3], должен отсутствовать.

Шлам образуется в результате старения масла. Нерастворимые компоненты шлама представляют опасность для работы твердой изоляции из-за гигроскопических осадков и образования ими проводящих мостиков. Осадки ухудшают охлаждение трансформатора, уменьшая сечение каналов охлаждения [Л.2].

Механические примеси и взвешенный уголь в процессе эксплуатации должны отсутствовать [Л.4].

Примеси появляются в масле при разрушении красок, лаков, бакелитовой и хлопчато-бумажной изоляции. Углерод образуется при работе контакторов переключающего устройства в результате горения дуги.

Содержание водорастворимых кислот и щелочей

Кислотное число показывает, какое количество миллиграммов едкого калия (КОН) необходимо для нейтрализации кислот, содержащихся в одном грамме масла при его подкислении [Л.4].

Кислотное число (мГ КОН на 1 Г масла) эксплуатационного масла всех марок, должно быть не более 0,25 мГ КОН [Л.3].

Повышение кислотного числа масла указывает на его разложение в результате местного перегрева внутри трансформатора [Л.4].

Содержание водорастворимых кислот и щелочей в 1 Г эксплуатационного масла всех марок [Л.3]:

• для трансформаторов мощностью более 630 кВА и для маслонаполненных герметичных вводов – не более 0,014 мГ КОН,

• для негерме­тичных вводов напряжением до 500 кВ включительно – не более 0,03 мГ КОН.

Водорастворимые кислоты вызывают коррозию металлов и влияют на старение твердой изоляции [Л.2].

Влагосодержание

Масло в эксплуатации прове­ряется на влагосодержание у тран­сфор­ма­то­­ров с пленочной и азотной защитой. Необходимость измерения вла­го­со­дер­жа­ния масла, заливаемого в трансформаторы на напряжение 220 кВ и выше определяется заводскими инструкциями.

При периодическом контроле в эксплуатации содержание воды в масле не должно превышать 20 Г/т [Л.6].

Газосодержание

Согласно [Л.3] у трансформаторов с пленочной защитой масло про­ве­ря­ется на газосодержание перед заливкой и в эксплуатации. У транс­фор­ма­то­ров с азотной защитой масло проверяется на газосодержание только перед за­лив­кой.

Газосодержание масла перед заливкой и непосредственно после заливки должно быть не более 0.1% объема.

При периодическом контроле в эксплуатации содержания в масле воздуха не должно превышать 2% [Л.6].

Необходимо указать, что трансформаторы с силикагелевой и с азот­ной защитой не защищены от перенасыщения масла воздухом, поскольку они на­ходятся в условиях равновесного растворения газа в масле при ат­мос­фер­ном давлении.

Нормирование газосодержания для трансформаторов с пленочной за­щи­той должно обеспечить достаточную электрическую прочность и предотвращать опасное окисление масла:

• пузырьков), что практически обеспечивается при содержании не более 8% воздуха в масле; в качестве нормы по условиям электрической прочности должно отсутствовать перенасыщение масла воздухом (выделение воздушных можно принять 6% от объёма;

• для снижения интенсивности окисления масла, содержание воздуха в масле трансформаторов в эксплуатации не должно превышать для масел марки ГК - 2%, а для масел остальных марок - 1% объёма [Л.5].

Тангенс угла диэлектрических потерь масла

Увеличение tg  масла без снижения его электрической прочности не представляет непосредственной угрозы для работы трансформатора.

Однако, в этом случае для выявления дефектов в твердой изоляции по ре­зультатам измерения tg  изоляции обмоток необходим пересчет, учитывающий изменение tg  масла, что позволяет при профилактических испытаниях выявлять дефекты в твердой изоляции, например, ее увлажнение.

Браковочный норматив по tg  эксплуатационного масла всех марок, измеренный при t=70°С, для силовых трансформаторов:

• на напряжение до 220 кВ включительно – не более 7%;

• на напряжение 300 – 500 кВ – не более 5%;

• на напряжение 750 кВ – не более 2%.