Определение температуры вспышки

Определение температуры вспышки трансформаторного масла в закрытом тигле необходимо для обнаружения в оборудовании процессов разложения масла и является критерием фракционного состава масла. Определяется по ГОСТ 6336-75 (рис.7.10).

Отобранная проба в объеме 100 мл перед испытанием должна быть осушена. Прибор для определения вспышки должен быть установлен в таком месте, где нет движения воздуха, или закрыт экраном с трех сторон и затенен, чтобы хорошо наблюдать вспышку. Масло нагревают в закрытом тигле с постоянной скоростью при непрерывном перемешивании до температуры, при которой смесь паров и газов с воздухом, образовавшихся на поверхности масла, вспыхивает от источника зажигания, однако не приводит к его постоянному горению. При испытаниях контролируют барометрическое давление, с целью вычисления поправки.

Температуру вспышки определяют по формулам (п.4.1 ГОСТ 6336-75). Окончательным результатом является среднеарифметическое значение двух параллельных испытаний. Если температура вспышки не соответствует норме или произошло ее снижение более чем на 6⁰С по сравнению с предыдущим испытанием, качество масла считается неудовлетворительным.

Рисунок 7.10 - АТВ-20 – аппарат для определения температуры вспышки в закрытом тигле по методу Пинского-Мартенса

Определение влагосодержания

Значение влагосодержания масла является критерием готовности его к заливке, а также служит для определения причин ухудшения свойств масла или твердого диэлектрика в аппарате.

Влагосодержание масла увеличивает электрическую проводимость и диэлектрические потери, а также снижает электрическую прочность. С другой стороны влага может задерживать генерацию зарядов в масле. Масло с содержанием воды 10 мкг на грамм считается сухим. При поставке влагосодержание масла может достигать 35 мкг/г.

Наличие воды определяют при нагревании масла в пробирке до температуры 130⁰С и наблюдении за его состоянием. При этом не должны быть слышны щелчки или треск.

Определение растворенной воды в масле производится в приборе ПВН с применение рекомендованных ГОСТ 7822-75 реактивов и материалов. Определение растворенной в масле воды осуществляют измерением объема выделившихся газов в результате взаимодействия гидрида кальция (СаН₂) и воды, содержащейся в масле. Влагосодержание определяется в г/т или весовых процентах.

Вопрос 2.

Определение коэффициента трансформации, полярности и группы соединения обмоток трансформаторов.

2.1. Измерение коэффициента трансформации

Измерением коэффициента трансформации проверяется соответствие числа витков трансформатора расчетному значению.

В условиях эксплуатации измерение коэффициента трансформации производится при вводе в эксплуатацию нового трансформатора и после ремонта трансформатора, если при этом производится замена или реконструкция обмоток. Коэффициентом трансформации (К_Т) называется отношение напряжения обмотки более высокого напряжения к напряжению обмотки более низкого напряжения при холостом ходе трансформатора. Как правило, определяется коэффициент трансформации между обмотками ВН-НН и СН-НН.

Для трансформаторов и автотрансформаторов со схемами и группами соединения обмоток Ун/Δ -11, Ун/Δ /Δ -11-11,Ун авто/Δ-0-11, Ун/Ун/Δ -0-11 при измерениях по схемам рис. 7.11 и рис.7.13 определяется фазный коэффициент трансформации (К_т.ф). Например, измерением на фазе А:

где U_A – напряжение на фазе А обмотки ВН;

U_a-c – напряжение на фазе А обмотки НН;

_A , _a – количество витков на обмотках соответственно ВН и НН фазы А.

Для трансформаторов со схемой и группой соединения Ун/У-0 при однофазном возбуждении обмотки ВН (см. рис. 7.12) определяет­ся половинное значение фазного коэффициента трансформации.

Это видно из приведенной ниже формулы для случая возбуждения фазы А обмотки ВН:

принимая, что количество витков а и с обмотки НН равны друг другу. Аналогичные результаты могут быть получены для случаев возбуждения фаз В и С. На рис. 7.12 присоединение вольтметра к выводам фаз обмотки НН дано условно.

Рисунок 7.11 - Схема измерения Ктр трехфазного двухобмоточного трансформатора (схема и группа соединения Ун/Δ -11) при однофазном возбуждении и измерении на фазе А

Рисунок 7.12 - Схема измерения для определения коэффициента трансформации трехфазного двухобмоточного трансформатора (схема и группа соединения Ун/У-0) при

однофазном возбуждении и измерении на фазе А

Рисунок 7.13 - Схема измерения для определения коэффициента трансформации трехфазного трехобмоточного трансформатора (схема и группа соединения Ун/Ун/Δ -0-11) при однофазном возбуждении и измерении на фазе А

Схема измерения для определения коэффициента трансформации двухобмоточного трансформатора со схемой и группой соединения У/У-0 приведена на рис. 7.14.

Линейный коэффициент определяется из выражения:

К_{т.л. =} U_л.ВН/ U_л.НН

где К_т.л. – линейный коэффициент трансформации;

U_л.ВН – линейное напряжение обмотки ВН;

U_л.НН – линейное напряжение обмотки НН.

Рисунок 7.14 - Схема измерения для определения коэффициента трансформации трехфазного двухобмоточного трансформатора (схема и группа соединения Ун/У-0) при трехфазном возбуждении

В настоящее время для измерения коэффициента трансформации трансформаторов применяются следующие современные приборы:

Отечественные:

• Измерители параметров трансформаторов типа «Коэффициент» («Коэффициент-1» и «Коэффициент-3», «Коэффициент-3.3»;

Зарубежные (Франция, фирма Chauvin Arnoux):

• Однофазные измерители коэффициента трансформации - ATRT-01, DTR8500;

• Трехфазные измерители коэффициента трансформации - ATRT-03В, Tri-Phase.

Методика измерения коэффициента трансформации будет практически изучена на практическом занятии на примере измерителя «Коэффициент – 3». Внешний вид лицевой панели которого показан на рис. 7.15:

1 и 2 – разъемы подключения входных кабелей каналов Uнн и Uвн;

3,6,4 – кнопки: управления, включения режима программирования, индикатор;

5, 10 – разъемы подключения ПК и защитного заземления;

7,9 – выключатель и колодка подключения кабеля сетевого питания;

8 – держатель предохранителя.

Рисунок 7.15 - Внешний вид лицевой панели измерителя «Коэффициент – 3».