Замеры изоляционных характеристик допускается осущест­влять не ранее чем через 12 часов после окончания заливки транс­форматора маслом. Характеристики изоляции определяются при температуре изоляции не ниже 10 °С у трансформаторов напряжени­ем до 150 кВ, мощностью до 80 МВА.

Перед началом каждого измерения испытуемая обмотка должна быть заземлена не менее 2 минут. Сопротивление изоляции R60" – не нормируется, и показателем в данном случае является сравнение его с данными заводских или предыдущих испытаний. Коэффициент абсорбции также не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерения.

В связи с тем, что при приемосдаточных испытаниях прихо­дится измерять трансформаторы при различных температурах изо­ляции, следует учитывать, что значение коэффициента изменяется с изменением температуры. Зависимость коэффициента абсорбции от температуры показана на рисунке 14.

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при темпера­туре обмоток 20–30 °С, с учетом их номинального напряжения:

Проверку группы соединения производят методом двух воль­тметров или фазометром.

В процессе эксплуатации трансформаторов иногда возникает необходимость в поддержании на определенном уровне вторичного напряжения при его изменении вследствие больших падений напря­жений в питающей сети. Соотношения между первичной и вторичной обмоткой зависят от коэффициента трансформации: U1/U2 = W1/W2,

Существует два способа переключения ответвлений: переключе­ние без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети и переключение под нагрузкой (регулирование под нагрузкой РПН).

Во втором случае обмотку разделяют на 2 части и делают 6 ответвлений. Это дает возможность кроме номинального получить еще 4 коэффициента трансформации, отличающихся от номиналь­ного на ±2,5 % и ±5 %.

Для управления ПБВ применяется переключатель ответвле­ний, устанавливаемый на каждую фазу. При этом вал, вращающий контактные кольца переключателей по всем фазам одновременно, связан посредством штанги с рукояткой на крышке бака трансфор­матора.

Обслуживание переключателей. Переключение переключате­лей ПБВ с одной ступени на другую в эксплуатации производится редко (2–3 раза в год при сезонном регулировании). При длительной работе без переключений контактные кольца и стержни покрывают­ся пленкой окиси. Чтобы разрушить эту пленку и создать хороший контакт, рекомендуется при каждом переводе переключателя пред­варительно прокручивать его не менее 5…10 раз из одного крайнего положения в другое. При пофазном переводе переключателей прове­ряется их одинаковое положение. Приводы переключателей на каж­дой ступени фиксируются стопорными болтами.

Устройство РПН должно постоянно находиться в работе с включенными блоками АРТК (блок автоматического регулирова­ния коэффициента трансформации). Они предназначены для авто­матического управления РПН. На дистанционное управление РПН переводят только при неисправном блоке АРТК. При осмотрах РПН сверяют показания указателей положения переключателей на щите и на приводах РПН, т.к. по ряду причин возможно рассогласование сельсина датчика и сельсина приемника. Проверяется также одина­ковое положение переключателей РПН всех параллельно работаю­щих трансформаторов.

При ТО электрических аппаратов выполняют следующие работы:

– внешний осмотр аппаратов: определяют наличие внешних повреждений корпуса;

– удаление пыли, грязи, масляных пятен с поверхности аппа­ратов;

– частичная разборка отключенных аппаратов для проверки и обслуживания внутренних механизмов, контактных групп, дугога­сительных устройств;

Основными элементами масляных выключателей являются то­коведущие и контактные системы с дугогасительными устройства­ми, вводы, корпус, приводные механизмы.

Гашение дуги в таких выключателях обеспечивается воздей­ствием на дугу масла. Процесс сопровождается сильным нагревом и разложением масла и образованием газа. В газовой среде содер­жится до 70 % водорода, что определяет высокую дугогасящую спо­собность масла.

При наружном осмотре масляных выключателей проверяют:

– действительное положение (включенное или отключенное) выключателя;

– по цвету термопленок, наклеенных на контактные соедине­ния, устанавливается отсутствие перегрева контактов.

Уровень масла должен быть в пределах допустимых отклоне­ний. Уровень определяется по указателю уровня. Высокий уровень масла уменьшает объем воздушного пространства над поверхно­стью масла. В этих условиях при гашении дуги возможны сильный удар в крышку выключателя и опасное повышение давления внутри бака. Если уровень масла занижен, то выделяющийся при разложе­нии масла газ, проходя через небольшой слой масла над контактами, не успеет охладиться и в смеси с кислородом взорвется. При значи­тельном снижении уровня масла необходимо принять меры, препят­ствующие отключению выключателя под нагрузкой и особенно при КЗ. Для этого достаточно снять предохранители на полюсах цепи электромагнита отключения. Отключение цепи в этом случае произ­водится при помощи других выключателей, например, шиносоеди­нительным или обходным.

При проверке приводов выключателей, снабженных АПВ, отключение производят от релейной защиты, а включение от АПВ. При отказе выключатель немедленно выводится в ремонт.

В воздушных выключателях дугогасительные устройства со­стоят из фарфоровых или стальных камер с размещенными в них системами неподвижных и подвижных контактов.

При осмотре проверяется действительное положение всех по­люсов по показателям сигнальных ламп и манометров. Кроме того,

Проверяют общее состояние воздушного выключателя; целост­ность фарфоровых покрышек и изоляторов.

Во время эксплуатации разъединителей к ним предъявляются следующие требования:

1) разъединитель должен создавать видимый разрыв электри­ческой цепи (длина разрыва должна соответствовать классу напря­жения электроустановки);

4) контактная система должна обладать необходимой термиче­ской и динамической стойкостью;

5) изоляция разъединителей должна обеспечивать надежную работу при дожде, гололеде и запыленности воздуха;

6) механизм главных ножей разъединителей должен иметь бло­кировку с выключателем и заземляющими ножами.

Для поддержания и крепления токоведущих частей разъеди­нителей, короткозамыкателей и отделителей наружной установки используются опорно-штыревые и опорно-стержневые изоляторы. Опорно-стержневые изоляторы изготавливаются цельными для на­пряжений до 110 кВ включительно. Для аппаратов выше 110 кВ ко­лонки набираются из штыревых или стержневых изоляторов, уста­навливаемых друг на друга.

Колонки опорно-штыревых изоляторов на механическую проч­ность не испытывают. Механическая прочность опорно-стержневых изоляторов на напряжение 35…220 кВ проверяется на изгиб.

Колонки опорно-штыревых изоляторов проверяются измере­нием распределения рабочего напряжения по отдельным элемен­там. Каждый элемент имеет определенное значение рабочего напря­жения. Если в результате пробоя или повреждения сопротивление изоляции изменится, то это повлечет за собой перераспределение напряжения между элементами колонки. Измерения производятся с помощью измерительной штанги.

Эксплуатация измерительных трансформаторов тока и напря­жения заключается в периодических осмотрах, текущих ремонтах и эксплуатационных испытаниях.

Осмотр производится одновременно с осмотром всего осталь­ного оборудования. При осмотрах проверяют отсутствие течи масла у маслонаполненных аппаратов через швы и уплотнения, уровень масла по маслоуказателю, состояние и степень загрязнения изоля-