3 Техническое обслуживание и ремонт трансформатора напряжения нкф-220

3.1 Разработка схемы подключения НКФ-220

Рисунок 3.1 - Фрагмент эксплуатационной схемы тяговой подстанции

3.2 Конструктивное исполнение, основные параметры НКФ–220

Измерительные трансформаторы напряжения применяют в установках переменного тока напряжением 380 В и выше для питания обмоток напряжения измерительных приборов и реле защиты, расширения пределов измерения приборов, изоляции их и реле от высоко переменного напряжения.

Трансформаторы понижают напряжение, приложенное к первичной обмотке, до величины 100 В или 100 3 В при включении обмотки ВН между фазой и землей, что позволяет унифицировать конструкции измерительных приборов и реле, а шкалы приборов градуировать с учетом коэффициента трансформации в соответствии с измеряемым первичным напряжением. Трансформатор напряжения работает в режиме близком к холостому ходу, так как сопротивление катушек приборов и устройств защиты большое и одновременно изолирует цепи низкого напряжения от цепей высокого напряжения.

На рисунке 3.2 показан однофазный трансформатор напряжения TV, подключенный первичной обмоткойW₁ к сети с напряжениемU₁, ко вторичной обмоткеW₂подключены параллельно вольтметрPV, реле напряженияKVи счетчик активной энергииPIна напряжениеU₂.

Рисунок 3.2 – Схема подключения приборов и реле к сети через однофазный трансформатор напряжения

Трансфор­маторы напряжения характеризуются следующими параметрами:

1. Первичное напряжение трансформатора – напряжение, приложенное к первичной обмотке трансформатора и подлежащее трансформации.

2. Вторичное напряжение – напряжение, возникающее на зажимах вторичной обмотки трансформатора при приложении напряжения к первичной обмотке.

3. Номинальный коэффициент трансформации – параметр, характеризующий преобразование напряжения.

К_{И НОМ}=U_{1 НОМ}/U_{2 НОМ} =W₁/W₂, (3.1)

где U_{1 НОМ} иU_{2 НОМ} – номинальные первичное и вторичное напряжения, В;

W₁иW₂– число витков первичной и вторичной обмоток трансформатора напряжения.

4. Погрешность напряжения F_U- погрешность, которую вносит трансформатор при измерении напряжения, возникающая вследствие того, что действительный коэффициент трансформации К_Vне равен номинальному коэффициенту трансформацииK_{V НОМ}, выражается в процентах:

где К_{V НОМ} - номинальный коэффициент трансформации;

U1— действительное первичное напряжение (напряжение, приложенное к

зажимам первичной обмотки), В;

U2 — действительное вторичное напряжение, соответствующее приложен­ному напряжениюU1при данных условиях измерения (напряжение, измеренное на зажимах вторичной обмотки), В.

5. Угловая погрешность трансформатора напряжения – угол между вектором первичного напряжения и повернутым на 180 вектором вторичного напряжения. Угловая погрешность считается положительной, если вектор вторичного напряжения опережает вектор первичного, и отрицательной, если вторичное напряжение отстает от первичного. Угловая погрешность выражается в минутах или сантирадинах.

6. Класс мощности трансформатора напряжения – это обобщенная характеристика, которая определяется установленными пределами допускаемых погрешностей при заданных условиях работы трансформатора. Его обозначают числом, которое равно предельно допустимой погрешности напряжения в процентах от номинального первичного напряжения.

7. Погрешность трансформатора напряжения в величине напряжения вносит ошибку в показания всех измерительных приборов. По ее величине трансформаторы напряжения делятся на четыре класса точности (таблица 3.1). Класс точности – погрешность, выраженная в процентах.

Таблица 3.1 – Предельно допустимые погрешности трансформаторов напряжения

Класс точности	Наибольшая погрешность
	в напряжении, %	угловая, мин
0,2	±0,2	±10
0,5	±0,5	±20
1	±1	±40
3	±3	не нормируется

ТН класса точности 0,2 применяют в качестве образцовых, а также для точных измерений в лабораториях. Для подключения счетчиков денежного расчета используются ТН класс точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют ТН класса точности 1и 3. Требования, предъявляемые к ТН для релейной защиты, зависят от вида защиты. Здесь могут быть использованы трансформаторы классов 0,5; 1 и 3.

8. Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора S_{2 НОМ} - мощность, при которой его погрешность при номинальном первичном напряжении не превышает значений, указанных в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Данные измерительных приборов и реле

Наименование прибора	Тип	Число катушек в приборе	Мощность, потребляемая одной катушкой, ВА	Коэффициент мощности cosf
Вольтметр	Э-378	1	2	1
Счетчик активной энергии	САЗУ-И670	2	4	0,38
Счетчик реактивной энергии	СР4У-И673	3	4	0,38
Реле напряжения	РН-50	1	1	1
Реле мощности	РБМ-171	1	35	1

С увеличением вторичной нагрузки ТН погрешность возрастает и класс точности снижается. Наивысший класс точности является номинальным.

9. Максимальная мощность трансформатора – полная мощность, которую трансформатор может обеспечить, длительно работая вне классов точности в качестве понижающего силового трансформатора без недопустимого перегрева обмоток.

Каждому типу трансформатора напряжения присваиваются буквенно-цифровые условные обозначения:

Н — трансформатор напряжения;

Т – трехфазный; О — однофазный;

3 — с заземленным выводом первичной обмотки (с одним вводом обмотки ВН);

С — сухой (сухая изоляция обмоток ВН и НН);

М — масля­ный (с бумажной изоляцией, погруженной в масло);

Л — литой (с литой смоляной изоляцией);

К — каскадный (однофазный на 110 кВ и выше);

К — с компенсирую­щей обмоткой для уменьшения угловой погрешности (трехфазный);

И — пятистержневой, с обмоткой для контроля изоляции фаз сети;

Ф — в фарфоровом корпусе;

- первая группа цифр – класс напряжения обмотки ВН в киловольтах;

- вторая группа цифр – год разработки конструкции.

НКФ-220-58 расшифровывается следующим образом – трансформатор напряжения каскадный в фарфоровом корпусе на номинальное напряжение 220 кВ, год разработки конструкции – 58. Электрические характеристики и установочные данные трансформатора напряжения НКФ-220 приведены в таблицах 3.3, 3.4.

Таблица 3.3 – Электрические характеристики трансформатора напряжения НКФ – 220

ТИП	Класс напряжения, кВ	Номинальное напряжение обмотки, В			Номинальная мощность, ВА, в классе точности				Предельная мощность, ВА	Схема соединения
		Первичной	Оcновной вторичной	Дополнительной вторичной	0,2	0,5	1	3
НКФ-220-58	20	220000/3	100/3	100	–	400	600	1200	2000	1/1-0

Таблица 3.4 – Установочные данные трансформатора напряжения НКФ – 220

ТИП	Габаритные размеры, мм		Масса, кг
	Общая высота с изоляторами	Основание	Полная	Масла
НКФ-220-58	380+50	1044 × 1044	1390,0 (1660)	320,0 (420)

Примечания: 1. Трансформаторы напряжения НКФ-220 предназначены для наружной установки;

2. Трансформаторы напряжения НКФ-220 предназначены для сетей с заземленной нейтралью;

3. В скобках даны значения для трансформаторов с усиленной изоляцией.

На рисунке 3.3 представлены общий вид и схема НКФ-110. Трансформатор состоит из цилиндрического корпуса 4, смонтированного на транспортной тележке с катками 5. В верхней части расположен расширитель 2 с маслоуказателем 3 и вводом, к которому присоединяется начало обмотки ВН, а ее конец – к транспортной тележке. Вводы вторичной обмотки 1 располагаются в коробке 6. По углам тележки располагаются четыре подъемных рым-болта7. Обмотка ВН трансформатора (рисунок 3.3, б) состоит из двух секций1 и 2, каждая из которых располагается на своем сердечнике3 и 4. Средние точки секций первичной обмотки соединены с сердечниками. На каждую секцию обмотки при разомкнутой цепи вторичной обмотки 5 (холостой ход трансформатора) приходится половина напряжения фазы U_Ф/2 =U_Л/(3*2). Сердечники изолируют друг от друга на напряжениеU_Ф/2, а крайние витки секций от сердечников – только наU_Ф/4. Такое облегчение условий работы изоляции между секциями и их сердечниками способствует снижению габаритов и массы трансформата и снижению его стоимости.

Рисунок 3.3 – Трансформатор напряжения НКФ-220:

а) общий вид; б) электрическая схема.

Вторичная обмотка 5 располагается на нижнем сердечнике и дает напряжение U₂ = 100/3 В (дополнительная, не показанная на схеме, дает 100/3 В. При включении во вторичную обмотку приборов, например, вольтметраPV, происходит размагничивание сердечника секции1 магнитным потоком вторичной обмотки и снижения сопротивления секции. Это приводит к неравномерному распределению напряжения между секциями, вольтметрPVбудет задавать заниженные показания, т.к. на обмотке 1 напряжение будет меньшеU_Ф/2. Для выравнивания напряжений на секциях применяют уравнительные обмотки 6и7, расположенные на разных сердечниках и соединенные между собой параллельно (Н₁-Н₂; К₁-К₂). В обмотке 6 создается напряжение ниже , чем в обмотке 7, что приводит к возникновению уравнительного токаi_УР. Магнитный поток, создаваемый токомi_УР, подмагничивает сердечник секции 1, увеличивая ее индуктивное сопротивление, и размагничивает сердечник секции 2, снижая ее сопротивление. Таким образом, происходит выравнивание сопротивлений и, следовательно, напряжений на секциях при любой нагрузке вторичной обмотки.

Трансформаторы напряжения НКФ-220 собираются из одинаковых элементов , соединяемых последовательно и размещаемых по два в одном фарфором корпусе.

3.3 Осмотр и текущий ремонт НКФ–220

При осмотре трансформаторов напряжения проверяются:

- режим работы, нагрузка по отношению к номинальной мощности трансформатора;

- соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму;

- уровень масла в расширителе и соответствие показаний маслоуказателя или уровня наружной температуры или показаниям термометра, измеряющего температуру масла;

- уровень масла в негерметичных вводах и давление масла — в герметичных;

- состояние изоляторов вводов (целость изоляции, отсутствие загрязнения);

- состояние и отсутствие течи в местах уплотнения разъемных элемен­тов, расширителе;

- состояние ошиновки, кабелей, отсутствие признаков нагрева кон­тактных соединений; отсутствие ненормируемого тяжения проводов и спусков к вводам в зимнее время;

- состояние рабочего и защитного заземлений;

- отсутствие неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора;

- состояние маслосборных, маслоохлаждающих устройств, фундамен­тов, маслоприемников;

Осмотр трансформаторов напряжения производится оперативным персоналом ежедневно, начальником подстанции 1раз в 15 дней в ночное время.

При осмотре проверяют: уровень масла в расширителе в соответствии с окружающей температурой; состояние корпуса, отсутствие течи масла; состояние опорных и проходных изоляторов в доступных визуальному наблюдению местах; отсутствие нагрева контактных соединений на вводах, ошиновках и кабелях по термоиндикаторам, а при их отсутствии визуально; степень снежных заносов или обледенение изоляторов в зимнее время; исправность заземляющей проводки; состояние фундаментов и площадок.

Ремонты по техническому состоянию измерительных трансформаторов выполняются по результатам осмотров и при выявле­нии неисправностей. Объем работ устанавливает лицо, ответственное за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

Текущий ремонт измерительных трансформаторов проводится по мере необходимости. При текущем ремонте трансформаторов в зависимости от мощ­ности и первичного напряжения проводится устранение выявленных де­фектов, поддающихся устранению на месте:

- проверка маслоуказательных устройств;

- чистка маслоуказательных стекол (при наличии резервных стекол), замена манометров герметичных вводов;

- подтяжка болтовых соединений, уплотнений и ошиновки;

- протирка изоляторов и очистка поверхности бака;

- доливка масла в расширитель и маслонаполненные вводы;

- смена масла в гидрозатворах маслонаполненных вводов (при необхо­димости);

• замена неисправной стеклянной мембраны предохранительной трубы;

- осмотр пленочной защиты;

- проверка состояния рабочего, защитного заземления;

- текущий ремонт вводов.

При неудовлетворительных результатах анализов трансформа­торного масла проводится восстановление характеристик масла.

При текущем ремонте масляных трансформаторов выполняют­ся следующие испытания:

- измерение сопротивления изоляции обмоток R₆₀ и соотношения R₆₀/R₁₅ мегомметром на напряжение 2500 В;

- проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров;

- испытание трансформаторного масла из бака трансформаторов мощ­ностью свыше 630 кВА;

Таблица 3.5 - Типовая норма времени на ремонт трансформатора напряжения НКФ–220

Состав исполнителей		Количество исполнителей	Измеритель работы		Норма времени на измеритель, чел.-ч.
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда -1		2	Один комплект из трех трансформаторов		4,32
№ п/п	Содержание работы			Учтенный объем работы на измеритель		Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин.
1	Наружный осмотр трансформатора с проверкой состояния заземления			Три трансформатора		24,0
2	Проверка состояния контактных соединений первичных и вторичных цепей			То же		38,7
3	Проверка уплотнений			То же		31,5
4	Проверка маслоуказательного устройства			То же		19,2
5	Проверка сливного крана и дыхательного устройства			То же		19,6
6	Чистка фарфоровой изоляции трансформатора			То же		34,8
7	Отбор пробы масла на испытание			Три пробы		52,8
Итого						220,6

Таблица 3.6 – Расчет нормы времени на измеритель

Категория затрат времени	Топ	Тпз	Тоб	Тотл	Т
% к Топ	-	8,3	5,4	3,8	-
Чел.-мин.	220,6	18,3	11,9	8,4	259,2

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: ключи гаечные, плоскогубцы, комбинированные, отвертка, молоток слесарный, ведро, банки с притертыми пробками для отбора масла, лестница, обтирочный материал.

Текущий ремонт трансформаторов производят без их вскрытия в следующей технологической последовательности. Перед отключением трансформатора, а в местах, не доступных для осмотра, непосредственно после отключения проверяют нагрев контактов в местах присоединения и соединения ошиновок и кабелей. Проверку выполняют по термоиндикаторным пленкам, свечам, краскам, а при отсутствии таковых на ощупь. Контакты, имеющие чрезмерный нагрев, перебирают, контактные поверхности зачищают мелким напильником или наждачной бумагой под слоем вазелина с последующей очисткой и повторной смазкой техническим вазелином. Протирают опорные и проходные изоляторы салфеткой смоченной в бензине, проверяют отсутствие трещин, сколов фарфора, прочность армировки фланцев.

3.4 Профилактические испытания НКФ–220 в процессе текущей эксплуатации

При межремонтных испытаниях трансформато­ров напряжения проводится:

- измерения сопротивления изоляции первичных обмоток трансформа­торов напряжения выше 1000 В мегомметром на напряжение 2500 В;

- измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток трансфор­маторов напряжения мегомметром на напряжение 1000 В;

- измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток согласно таблицам 27 и 28 и положений пункта 19.2 приложения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

- испытания повышенным напряжением промышленной частоты изо­ляции первичных обмоток трансформаторов напряжения до 35кВ проводятся с учетом данных таблицы 3.7;

- испытания изоляции вторичных обмоток, мегомметром на напря­жение 2500 В в течение одной минуты;

- испытания трансформаторного масла у измерительных трансформа­торов 35 кВ и выше согласно таблице 8 и положений пункта 19.5 прило­жения 1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

Таблица 3.7 - Одноминутное испытательное напряжение 50 Гц для измерительных трансформаторов напряжения

Класс напряжения, кВ	0,69	3	6	10	15	20	35
Фарфоровая изоляция	1	24	32	42	55	65	95

При испытании во время текущего ремонта отбирают пробу масла, непосредственно на тяговой подстанции производят испытание масла на пробой и определение содержания механических частиц и примесей.

Таблица 3.8 - Типовая норма времени на профилактические испытания трансформатора напряжения НКФ–220

Состав исполнителей		Количество исполнителей	Измеритель работы		Норма времени на измеритель, чел.-ч.
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда - 1		2	Один комплект из трех трансформаторов		1,70
№	Содержание работы			Учтенный объем работы на измеритель		Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин.
1	Отсоединение ошиновки от выводов трансформатора			Три трансформатора		20,5
2	Измерение сопротивления изоляции обмоток			То же		45,5
3	Подсоединение ошиновки к выводам трансформатора			То же		21,0
Итого						87,0

Таблица 3.9 – Расчет нормы времени на измеритель

Категория затрат времени	Топ	Тпз	Тоб	Тотл	Т
% к Топ	-	8,3	5,4	3,8	-
Чел.-мин.	87,0	7,2	4,7	3,3	102,2

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, молоток слесарный, ведро, банки с притертыми пробками для отбора масла, лестница, обтирочный материал.

ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК

У измерительных трансформаторов проверяют изоляцию обмоток, оммическое сопротивление обмоток и угол диэлектрических потерь. Кроме того, проверяют класс точности, характеристики требуемые условиями работы защиты, отсутствие замыкания витков, коэффициент трансформации, полярность выводов.

По данным завода-изготовителя у каскадных трансформаторов напряжения сопротивление неувлажненной изоляции между обмотками, и между обмотками и заземленными частями трансформатора, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В при температуре +20 С°, должно быть не менее 300 МОм.

Измерение сопротивление изоляции производят мегомметром на 1000В.

Перед началом измерения проверяют отсутствие напряжения на испытываемом объекте, чистоту проверяемой аппаратуры, проводников и т.д. После измерения сопротивления изоляции оборудование, имеющее емкость, снимают накопленный заряд путем разряда этой емкости на землю. Сопротивление изоляции измеряют при температуре ее не ниже +5 С°.

Для получения сопоставимых результатов отсчет производят через точно установленные промежутки времени (через 1 минуту после приложения напряжения). И обозначают ее R₆₀.

Рисунок 3.4 - Схемы измерения сопротивления изоляции.

а) - относительно земли; б) - между элементами изолированными от земли

Если сопротивление на месте монтажа R₁измеряют при температуреt₁, отличной от температурыt₂, которая была при измерении на заводе – изготовителе, то для сопоставления результатов сопротивления изоляцииR₂, полученное на заводе, приводят к температуре на месте монтажа, умножаяR₂на температурный коэффициент К₂.

Таблица 3.10 - Значения температурного коэффициента К₂

t2–t1, С°	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50	55	60	65	70
К2	1,23	1,5	1,84	2,25	2,75	3,4	4,15	5,1	6,2	7,5	9,2	11,2	13,9	17

Для определения соотношения R₆₀/R₁₅сопротивление измеряют через 15, 60 секунд после приложения испытательного напряжения к изоляции обмотки. Измерения выполняют до и после ремонта, при этом за время ремонта отношениеR₆₀/R₁₅ не должно ухудшится более чем на 30%.

Для получения достоверных значений сопротивление изоляции проводят в сухую погоду при температуре масла не ниже 10 С°.

Результаты измерения вносят в паспорт трансформатора и учитывают при комплексной оценке его состояния.

ИСПЫТАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК ПОВЫШЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ 50 ГЦ

Место испытания и соединительные провода ограждают от доступа посторонних лиц, у места испытания ставят необходимое число наблюдающих, испытательную установку, а так же вывод надежно заземляют. К фазе трансформатора присоединяют провод от испытательной установки и только после этого снимают заземление с вывода (рис 3.3), перед подачей напряжения всех членов бригады и персонал подстанции удаляют на безопасное расстояние от проводов и оборудования в соответствии с правилами техники безопасности.

Скорость подъема до одной трети установленного значения напряжения не ограничивается. Далее напряжение поднимают плавно, со скоростью, позволяющей производить визуальный отсчет по измерительным приборам, и по достижении установленного значения напряжение поддерживают неизменным в течении всего времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижают до значения, составляющего не более одной трети испытательного напряжения, и отключают испытательный аппарат.

Рисунок 3.5 - Схема испытания изоляции повышенным напряжением.

Под продолжительностью испытания подразумевается время приложенного испытательного напряжения. Оно принимается равным одной минуте, если основная изоляция керамическая, и пять минут, если, изоляция выполнена из органических твердых материалов.

Оборудование считается выдержавшим испытание, если за время испытания не наблюдалось частичных пробоев или разрядов, выделения газа или дыма, а так же резких толчков стрелок измерительных прибором и отключения автоматического выключателя испытательного аппарата.

3.5 Капитальный ремонт НКФ–220

Перед отключением трансформатора для производства капитального ремонта выясняют дефекты и отклонения от норм в работе по записям в эксплуатационной документации, изучают объем и результаты предыдущего капитального и текущего ремонтов и профилактических испытаний. Осмотром определяют состояние отдельных узлов трансформатора: изолятора, уплотнений, маслорасширителя, ввода, кабелей и бронепроводок.

На основании документации и осмотра определяют объем капитального ремонта, составляют ведомость работ и необходимых запасных частей, включая сюда и работы по модернизации и реконструкции, в связи с указаниями Главного управления и службы электрификации и энергетического хозяйства. К ремонту приступают после укомплектования всех необходимых запасных частей и материалов. Капитальный ремонт выполняет специализированная бригада ремонтно-ревизионного цеха дорожных электромеханических мастерских.

При капитальном ремонте трансформаторов без смены обмо­ток выполняются:

- вскрытие трансформатора, осмотр сердечника;

- ремонт элементов выемной части без расшихтовки железа и без за­мены обмоток, ремонт отводов обмоток, ремонт переключателей;

- ремонт расширителя, маслоочистительных устройств;

- проверка системы опрессовки обмоток;

- очистка или замена масла;

- смена сорбента в фильтрах;

- чистка и окраска всех элементов трансформатора;

- проверка контрольно-измерительных приборов, устройств защиты, автоматики, сигнализации, установленных на трансформаторе;

- сушка, подсушка изоляции;

- заварка мест течи масла, замена резиновых уплотнений;

- проверка систем охлаждения согласно заводским инструкциям;

- испытания в объеме межремонтных испытаний с учетом мощности, первичного напряжения и конструкции трансформаторов;

- определение погрешности трансформаторов напряжения, исполь­зуемых для подключения расчетных средств учета электрической энергии;

- измерение сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей, по­лубандажей, прессующих колец — относительно активной стали и ярмовых балок; ярмовых балок — относительно активной стали; электроста­тических экранов — относительно обмоток и магнитопровода. Измере­ние проводится мегомметром на напряжение 2500 В, сопротивление изо­ляции — не менее 2,0 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм;

- определение соотношения С₂/С₅₀ для масляных трансформаторов мощностью выше 1000 кВА. Нормы соотношения С₂/С₅₀ приведены в таблице 5 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

- определение отношения DС/С для масляных трансформаторов мощно­стью свыше 1000 кВА. Нормы соотношения DС/С приведены в таблице 6 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей;

- испытание повышенным напряжением промышленной частоты в тече­ние 1 минуты изоляции обмоток 35 кВ и ниже при капитальном ремонте трансформатора со сменой обмоток. Величина испытательного напряжения приведена в таблице 7 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электро­установок потребителей.

- испытание изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих ко­лец и ярмовых балок выпрямленным напряжением мегомметра на на­пряжение 2500 В в течении одной минуты.

После проведения капитального ремонта без замены обмоток и изоляции, заливки маслом и проведения испытаний при соблюдении длительности пребывания активной части на воздухе, трансформаторы могут быть включены без подсушки или сушки при соответствии показа­телей масла и изоляции данным таблицы 1 приложения 1.1 к Правилам эксплуатации электроустановок потребителей, определенных при следу­ющих испытаниях:

- отбора проб масла для сокращенного анализа;

- измерения сопротивления изоляции R₆₀;

- определения отношения R₆₀/R₁₅;

- измерения отношения DС/С;

- измерения tgd и C₂/C₅₀.

При капитальном ремонте трансформатора с расшихтовкой стали сердечника и сменой обмоток необходимо провести дополнительные ис­пытания и сравнить с имеющимися заводскими данными (до ремонта):

- данные измерения тока и потерь холостого хода;

- данные измерения тока, напряжения и потерь короткого замыкания;

- данные испытания изоляции обмоток 35 кВ и ниже маслонаполненных трансформаторов повышенным напряжением промышленной частоты;

- данные проверки коэффициента трансформации;

- данные фазировки трансформаторов;

- данные испытания трансформаторов толчком на номинальное на­пряжение.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт со сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов испытаний.

Аварийный вывод трансформаторов из работы необходим при:

- сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансфор­матора;

- постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузках и работе устройств охлаждения;

- выбросе масла из расширителя или разрыве стеклянной диафрагмы предохранительной трубы;

- неустранимой течи масла с понижением его уровня ниже контроли­руемого уровня;

- неудовлетворительных результатах лабораторных анализов масла;

- неудовлетворительных результатах испытаний.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла транс­форматора в данный момент.

При срабатывании газового реле на сигнал должен быть про­веден осмотр трансформатора и взят анализ газа из реле. Если газ в реле не горючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, трансформатор может быть включен в работу. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавли­вает ответственный за электрохозяйство дистанции электроснабжения железной дороги.

После аварийного отключения трансформатора с разрывом стеклян­ной диафрагмы предохранительной трубы необходимо немедленно вос­становить герметичность трансформатора.

Сопротивление изоляции обмоток трансформатора R₆₀, и тан­генс угла диэлектрических потерь tgd, измеренные при температуре t₂°С приводится к сопротивлению tgd и при t₁ = 20°С по формуле:

R_t1=R_t2*K₂, Мом;

tg_t1= tg_t2* K₁,

где К₁ и К₂ приведены в таблице 3.11.

Таблица 3.11 - Поправочные коэффициенты к значению измеренного сопротивления и tgd обмоток трансформаторов

Разность температур Dt=t2-t1	1	2	3	4	5	6	7	10	15	20	25	30
Коэффициент пе­рерасчета R60, К2	1,04	1,08	1,13	1,17	1,22	1,28	1,34	1,50	1,84	2,25	2,75	3,40
Коэффициент пе­рерасчета tgd, К1,	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18	1,21	1,31	1,51	1,75	2,00	2,30

Значение K₁ и K₂ промежуточных значений определяется умножением коэффициентов, например, K₁ при Dt = 12 °С определяется: K₁₂ = K₁₀*K₂ = 1,31*1,06= 1,39.

Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску. Изме­нение окраски зерен силикагеля на розовую свидетельствует об увлажне­нии масла и необходимости подсушки или сушки изоляции и масла.

У измерительных трансформаторов напряжения перед установкой изме­ряется ток холостого хода и сравнивается с паспортным значением.

Таблица 3.12 - Типовая норма времени на капитальный ремонт трансформатора напряжения НКФ–220, заменить

Состав исполнителей		Количество исполнителей		Измеритель работы	Норма времени на измеритель, чел.-ч.
Электромеханик –1		3		Один трансформатор	4,04
Электромонтер ТП: 4-го разряда – 1 3-го разряда – 1
№	Содержание работы		Учтенный объем работы на измеритель			Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин.
1	Отсоединение ошиновки и проводов		Один трансформатор			32
2	Снятие трансформатора с конструкции		То же			47
3	Транспортировка в мастерскую или к месту установки		То же			35
4	Установка трансформатора на конструкции		То же			54
5	Присоединение ошиновки и проводов		То же			31
Итого						199

Таблица 3.13 – Расчет нормы времени на измеритель

Категория затрат времени	Топ	Тпз	Тоб	Тотл	Т
% к Топ	-	9,6	6,7	5,4	21,7
Чел.-мин.	199	19,1	13,3	10,8	242,2

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: кран автомобильный, полиспасты, стропы, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, тележка.

Таблица 3.14 - Типовая норма времени на капитальный ремонт трансформатора напряжения НКФ–220, без замены обмоток отремонтировать

Состав исполнителей		Количество исполнителей		Измеритель работы	Норма времени на измеритель, чел.-ч.
Электромеханик –1		2		Один трансформатор	15,3
Электромонтер ТП 4-го разряда – 1
№	Содержание работы		Учтенный объем работы на измеритель			Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин.
1	Слив масла (самотеком)		Один трансформатор			71
2	Разборка трансформатора		То же			178
3	Осмотр, ремонт, промывка трансформатора		То же			128
4	Сборка трансформатора		То же			214
5	Заливка масла		То же			79
6	Окраска		То же			82
Итого						752

Таблица 3.15 – Расчет нормы времени на измеритель

Категория затрат времени	Топ	Тпз	Тоб	Тотл	Т
% к Топ	-	9,6	6,7	5,4	21,7
Чел.-мин.	752	72,2	50,4	40,6	915,2

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: насос масляный, шланг маслостойкий, емкость для масла, полиспасты, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертка, щетки волосяные, кисти малярные.

3.6 Профилактические испытания НКФ–220 после капитального ремонта

При профилактические испытания после капитального ремонта выполняют следующие работы:

- измерение сопротивления изоляции обмоток;

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток;

- испытание изоляции обмоток повышенным напряжением частоты 50 Гц;

- измерение тока холостого хода;

- проверка полярности выводов трансформатора;

- проверка коэффициента трансформации;

- измерение сопротивления обмоток постоянному току;

- оформление протокола.

Таблица 3.16 - Типовая норма времени на профилактические испытания трансформатора напряжения НКФ–220

Состав исполнителей		Количество исполнителей	Измеритель работы		Норма времени на измеритель, чел.-ч.
Электромеханик –1 Электромонтер ТП 4-го разряда		2	Один комплект из трех трансформаторов		8,58
№	Содержание работы			Учтенный объем работы на измеритель		Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин
1	Измерение сопротивления изоляции обмоток			Три трансформатора		35
2	Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток			То же		141
3	Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением частоты 50 Гц			То же		38
4	Измерение тока холостого хода			То же		84
5	Проверка полярности выводов трансформатора			То же		51
6	Проверка коэффициента трансформации			То же		30
7	Измерение сопротивления обмоток постоянному току			То же		25
8	Оформление протокола			То же		19
Итого						423

Таблица 3.17 – Расчет нормы времени на измеритель

Категория затрат времени	Топ	Тпз	Тоб	Тотл	Т
% к Топ	-	9,6	6,7	5,4	21,7
Чел.-мин.	423	40,6	28,3	22,8	514,7

Применяемые приборы, инструмент, приспособления и материалы: мегаомметр 1000-2500В, испытательный аппарат АИИ-70, мост переменного тока, испытательный трансформатор, амперметр, вольтметр, милливольтметр, аккумулятор, мост постоянного тока.

ПРОВЕКА ПОЛЯРНОСТИ ВЫВОДОВ ОБМОТОК

Проверка производится методом постоянного тока, при помощи поляриметра. Поляриметр – милливольтметр, гальванометр, имеющий 2-х полярную шкалу. Схема проверки полярности выводов приведена на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Проверка полярности выводов трансформатора напряжения НКФ-220

Полярность вывода обмоток при заданном направлении магнитного потока обусловлена направлением намотки витков обмотки и их взаимном расположении на магнитопроводе. Если на одной или нескольких магнитосвязанных обмотках пропускать ток, то в них индуцируется ЭДС. Однополярными являются обмотки, на выводах которых имеется ЭДС одного знака.

При одинаковой полярности источника питания «+» на начало 1-ой обмотки, и «+» на начало второй обмотки, то при замыкании ключа в стрелка гальванометра отклонится вправо, в случае размыкания ключа стрелка гальванометра отклонится влево.

ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА ХОЛОСТОГО ХОДА

Измерение тока холостого хода производится путем подачи на вторичную обмотку линейного напряжения источника питания (рисунок 3.7), используя для этого регулятор напряжения и производя замеры тока и напряжения приборами электромагнитной или электродинамической системы класса точности не ниже 0,1.

Значение тока холостого хода не нормируется, однако, у исправных трансформаторов напряжения НКФ-220 ток холостого хода не должен отличаться от заводских данных более чем на 30 %.

Рисунок 3.7 - Схема измерения тока холостого хода трансформатора

3.7 Особенности эксплуатации измерительных трансформаторов

Пробы масла у трансформаторов напряжения наружной установки 220 кВ надо брать из самой нижней части их корпуса. Для этого пробку отборного устройства необходимо нарастить с внутренней стороны изог­нутой трубкой.

У трансформаторов напряжения, работающих по схеме контроля изоляции, т. е. с заземленным нулем высоковольтной обмотки (НКФ-220), могут перегорать плав­кие вставки предохранителей ПКТ, а в случае их завышенных параметров — повреждаться высо­ковольтные обмотки.

Это связано с тем, что при включениях и от­ключениях ненагруженного или малонагружен­ного трансформатора на сборных шинах под­станции возникают перенапряжения вследствие феррорезонансных явлений, называемых смещени­ем нейтрали. Особенно часто повреждаются тран­сформаторы напряжения в схемах питания ЛЭП автоблокировки и контроля изоляции сборных шин, т. е. там, где смещение нейтрали наиболее вероятно в силу частых оперативных переключе­ний, появлений и исчезновений замыканий на зем­лю, отключений коротких замыканий. При этом может повреждаться изоляция линии, шин и об­моток понизительных трансформаторов.

Для срыва феррорезонансных колебаний ре­комендуется в контур обмоток разомкнутого «треугольника» вводить активное сопротивление, создающее условия - для интенсивного затухания процесса (рисунок 3.7).

Рисунок 3.7 – Схема включения резистора в разомкнутый «треугольник» трансформатора напряжения для ограничения смещения нейтрали

Величина активного сопротивления R1, постоянно подключенного к выводам разомкнутого треугольника, составляет 25 Ом (набирается из четырех резисторов ПЭ 150 по 100 Ом каждое, включенных параллельно). Суммарная мощность составного резистора, должна быть не менее 400 Вт и он должен выдерживать длительное протекание тока 4А при замыкании на землю в сети 6; 10 или 35 кВ. Сопротивление R2 = 25 Ом имеет аналогичное исполнение. Оно обеспечивает более интенсивное затухание колебаний, если ог­раничивающее действие R1 оказывается недоста­точным, например, при наличии в сети значи­тельных кабельных емкостей.

Сопротивление R2 вводится в работу релей­ной схемой с самоудержанием (с ручной кноп­кой сброса) от токового реле Т (типа ЭТД-551/60 с последовательно соединенными обмотками и то­ком уставки 20 мА). Токовое реле запускается от шунта R3 = 3,4-3,5 Ом в цепи заземления ней­трали.

Шунт R3 (рисунок 3.8) изготовляется на ток тер­мической устойчивости 10 А из нихромовой про­волоки диаметром 0,45 мм с плоской намоткой для максимального снижения индуктивности. На­личие постоянно включенного в схеме измерения изоляции резистора R1 = 25 Ом не сказывается на ее работе. Уставка сигнального реле напряжения контроля изоляции может выбираться по-прежнему в пределах 30% от 3U0, так как падение напряжения в обмотках разомкнутого «треугольника» при наличии R1 не превышает при замыканиях на землю 3% от 3U0.

Рисунок 3.8 – Конструкция безындукционного шунта

Признак смещения нейтрали — завышенное напряжение на фазах (выше линейного напряжения) при измерении фазных напряжений вольтметром конт­роля изоляции или неустойчивые показания вольтметра в этом случае. Сорвать начавшийся колебательный процесс можно отключением с последующим АПВ, но это не всегда спасает от повреждений, так как в момент отключения резо­нанс может вызвать еще большие перенапряжения. Поэтому применение выше указанной защиты обязательно, так как из-за смещения нейтрали происходят практически все случаи повреждения ТН.