Испытания трансформаторов и реакторов


Испытания и измерения силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов

Измерения и испытания масляных силовых трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих дугогасящих реакторов (в дальнейшем, трансформаторов) в процессе подготовки и монтажа, проведении приемо-сдаточных испытаний производятся в соответствии с требованиями гл.1.8 ПУЭ, РТМ 16.800.723-80, ОАХ.458.000-73 и гл. 6 "Нормы испытания электрооборудования".
Измерения и испытания трансформаторов, находящихся в эксплуатации, производится в соответствии с требованиями "Нормы испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей" (приложение 1 ПЭЭП). Измерения и испытания проводятся при капитальном ("К") и текущем ("Т") ремонтах, а также в межремонтный ("М") период (профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт).
В зависимости от характеристик и условий транспортировки все трансформаторы подразделяются на следующие группы:
1-я группа. Трансформаторы мощностью до 1000 кВ А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем;
2-я группа. Трансформаторы мощностью от 1600 до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем;
3-я группа. Трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и выше, транспортируемые с маслом без расширителя;
4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые полностью залитыми маслом;
5-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые без масла с автоматической подпиткой азотом;
6-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые частично залитыми маслом без расширителя.
По характеристикам и геометрическим размерам все трансформаторы подразделяются на следующие габариты:
I габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 5-100 кВ•А;
II габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 135 - 500 кВ•А;
Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 750 - 5600 кВ•А;
IV габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 7500 кВ•А и более и трансформаторы напряжением от 35 до 121 кВ любой мощности;
V габарит. Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ любой мощности;
VI габарит. Трансформаторы напряжением 500 и 750 кВ любой мощности.

Особенности конструкции трансформатора отражаются в обозначении его типа и систем охлаждения по ГОСТ 11677-85*.

Тип трансформатора

Условное обозначение

Автотрансформатор (для однофазных О, для трехфазных Т)
Расщепленная обмотка низшего напряжения
Условное обозначение видов охлаждения
Защита жидкого диэлектрика с помощью азотной подушки без расширителя
Исполнение с литой изоляцией
Трехобмоточный трансформатор
Трансформатор с РПН
Сухой трансформатор с естественным воздушным охлаждением (обычно вторая буква в обозначении типа), либо исполнение для собственных нужд электростанций (обычно последняя буква в обозначении типа)
Кабельный ввод
Фланцевый ввод (для комплектных трансформаторных подстанций)

А
Р
(см. табл. ниже)
3
Л
Т
Н

С
К
Ф

 

Система охлаждения

Условное обозначение

Сухие трансформаторы

Естественное воздушное при открытом исполнении
Естественное воздушное при защищенном исполнении
Естественное воздушное при герметичном исполнении
Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха

С
СЗ
СГ
СД

Масляные трансформаторы

Естественная циркуляция воздуха и масла
Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла
Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла
Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла
Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла
Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла
Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла

М
Д

МЦ

НМЦ

ДЦ
НДЦ
Ц
НЦ

Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком

Естественное охлаждение с негорючим жидким диэлектриком
Охлаждение жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха
Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха и с направленным потоком жидкого диэлектрика

Н
НД

ННД

Например: условное обозначение трансформатора ТРДН-40000/110 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 40000 кВ•А, класса напряжения 110 кВ.


Нормы приемо-сдаточных испытаний трансформаторов - Испытания трансформаторов и реакторов


Объем приемо-сдаточных испытаний.

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторов включает следующие работы
1. Определение условий включения трансформаторов.
2. Измерение характеристик изоляции.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) изоляции обмоток вместе с вводами;
б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок (производят в случае осмотра активной части).
4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
5. Проверка коэффициента трансформации.
6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
7. Измерение тока и потерь холостого хода:
а) при номинальном напряжении;
б) при малом напряжении.
8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы.
9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.
10. Проверка системы охлаждения.
11. Проверка состояния силикагеля.
12. Газировка трансформаторов.
13. Испытание трансформаторного масла.
14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.
15. Испытание вводов.
16. Испытание встроенных трансформаторов тока.
Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75.
При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ•А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ•А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14.
Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

Определение условий включения трансформаторов.

Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 16.800.723-80). Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов.
1-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ•А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.
Условия включения без сушки трансформаторов этой группы:
а) уровень масла - в пределах отметок маслоуказателя;
б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;
в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;
г) если условие "а)" не соблюдено, но обмотки трансформатора и переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия "б)" или "в)", но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 2.1.
Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций:
для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А
1) "а", "б";
2) "б", "г";
3) "а", "г";
для остальных трансформаторов 1-й группы
1) "а", "б", "в";
2) "б", "в", "г";
3) "а" "в" "г";
4) "а", "б", "г".

Для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А включительно достаточно провести испытание масла только на пробивное напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

Таблица 2.1. Допустимые значения характеристик изоляции обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом

Характеристика
изоляции

Мощность
трансформатора,
кВА

Температура обмотки, °С

10

20

30

40

50

60

70

Наименьшее допустимое сопротивление
изоляции R60, МОм

 

 

 

 

 

 

 

 

≤ 6300

450

300

200

130

90

60

40

≥ 10000

900

600

400

260

180

120

80

Наибольшее допустимое значение tgδ

≤ 6300

1,2

1,5

2,0

2,5

3,4

4,5

6,0

≥ 10000

0,8

1,0

1,3

1,7

2,3

3,0

4,0

Наибольшее допустимое значение отношения С2 /C50

≤ 6300

1,1

1,2

1,3

-

-

-

-

≥ 10000

1,05

1,15

1,25

 

 

 

 

2-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ•А до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.
Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б) значение R60 должно соответствовать табл. 2.1.
3-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и более, транспортируемые с маслом без расширителя.
Условия включения трансформаторов этой группы без сушки:
а) трансформатор должен быть герметичным;
б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;
в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 2.1 или значения R60 и tgδ, приведенные к температуре изоляции при измерении этих характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе.
4-я – 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа).
Для трансформаторов 4 - 6 групп производятся следующие измерения характеристик изоляции:
1. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения.
2. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом.
3. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения трансформаторов 4-й – 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе.
В соответствии с инструкциями "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" (ОАХ 458.003-70) и "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в одном из следующих случаев:
а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;
б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;
в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;
г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;
д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;
е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 2.1.
Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.


Проведение периодических проверок, измерений и испытаний трансформаторов и реакторов - Испытания трансформаторов и реакторов


Проведение периодических проверок, измерений и испытаний силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов находящихся в эксплуатации

Нормы испытаний трансформаторов, находящихся в эксплуатации.

Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные выключатели (далее трансформаторы), находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическим проверкам, измерениям и испытаниям (далее испытания) в сроки и в объеме предусмотренных данным разделом.
Профилактические испытания проводят при проведении капитального ремонта (К), текущего ремонта (Т) и в межремонтный период (М).
К - для трансформаторов 110 кВ и выше, а также для трансформаторов 80 МВ•А и более производятся первый раз не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, в дальнейшем - по мере необходимости. Для остальных трансформаторов - по результатам их испытаний и состоянию.
Т - для трансформаторов с РПН - 1 раз в год; для трансформаторов без РПН главных ТП 35 кВ и выше не реже 1 раза в 2 года; для остальных - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года; для трансформаторов, установленных в месте усиленного загрязнения - по местным инструкциям.
М - устанавливается системой ППР.
Объем профилактических испытаний, предусмотренный ПЭЭП, включает следующие работы.
l. Определение условий включения трансформатора.
2. Измерение сопротивления изоляции:
- обмоток с определением R60/R15;
- ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек.
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.
4. Определение отношения C2/С50.
5. Определение отношения ΔС/С.
6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
- изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами;
- изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих и ярмовых балок.
7. Измерение сопротивления обмоток постоянного току.
8. Проверка коэффициента трансформации.
9. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
10. Измерение тока и потерь холостого хода.
11. Проверка работы переключающего устройства.

12. Испытания бака с радиаторами статическим давлением столба масла.
13. Проверка устройств охлаждения.
14. Проверка состояния индикаторного силикагеля.
15.Газировка трансформатора.
1б. Испытания трансформаторного масла
- из трансформаторов;
- из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформатора).
17. Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение.
18. Испытание вводов.
19. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Определение условий включения трансформатора.

Проводится при капитальном ремонте.
Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток в соответствии с требованиями настоящего раздела.
Характеристики изоляции трансформаторов должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базисной температуре.
Значения R60, tgδ, С2/С50 и АС/С относятся ко всем обмоткам рассматриваемого трансформатора.
При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tgδ, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформаторов.
Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям табл. 2.15 и продолжительности пребывания активной части на воздухе требованиям табл.2.16.
Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:
а) при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или испытаниями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;
б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 2.16;
в) если характеристики изоляции и масла, измеренные при производстве капитального ремонта трансформатора, не соответствуют нормам данного раздела.

Сушку трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции производят во всех случаях независимо от результатов измерения характеристик изоляции и масла.
Сушке также подлежат трансформаторы в следующих случаях:
а) если после контрольной подсушки характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями данного раздела;
б) если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 2.16.
Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Капитальный ремонт трансформатора необходимо производить в помещении.
Температура активной части в течение всего времени пребывания на воздухе
должны превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 6°С и во всех случаях не должны быть ниже 10°С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед ревизией должен быть прогрет.
Температура активной части в процессе пребывания на воздухе определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода.
Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части на воздухе при соблюдении упомянутых выше требований, не должна превышать пределов указанных в табл. 2.16.
При относительной влажности воздуха более 85% вскрытие активной части допустимо проводить только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для вскрытия активной части.

 

Таблица 2.15. Порядок и объем проверки изоляции обмоток трансформаторов после капитального ремонта и заливки маслом

Трансформаторы

Объем проверки

Показатели масла и
изоляции обмоток

Комбинация условий, приведенных в
предыдущей графе,
достаточных для
включения трансформаторов

Дополнительные
указания

1

2

3

4

5

1. До 35 кВ мощностью до 10000 кВ·А

1. Отбор пробы
масла
2. Измерение сопротивления изоляции R60.
3. Определение отношения R60/R15

1. Характеристика масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме
2. Сопротивление
изоляции R60 за время ремонта
снизилось не более чем на 30%
3. Сопротивление
изоляции R60 не
ниже указанных в
табл. 2.17.
4. Отношения
R60/R15 при температуре 10-30°С должно быть не менее 1,3

 

1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А одна из комбинаций: 1,2; 1,3
2. Для трансформаторов выше 1000 до 10000 кВ·А
одна из комбинаций: 1,2,4; 1,3,4

1. Для трансформаторов до 1000 кВ·А допускается вместо проведения сокращенного анализа масла определять только
значение его пробивного напряжения
2. Пробы масла
должны отбираться не ранее чем
через 12 ч после
его заливки в
трансформатор

2. До 35 кВ мощностью более 10000
кВ·А; 110 кВ и выше всех мощностей

1. Измерение от-
ношения ΔС/С1)
2. Отбор пробы
масла
3. Измерение со-
противления изо-
ляции R60
4. Определение
отношения
R60/R15
5. Измерение tgδ
или С2/С50 у трансформаторов 110-150 и 220 кВ

1. Характеристика
масла (в объеме сокращенного анализа)- в норме
2. Сопротивление
изоляции R60 за
время ремонта снизилось не более чем на 30%
3. Сопротивление
изоляции R60 не
ниже указанных в
табл.2.172)
4. Отношения
R60/R15 при температуре 10-300 С
должно быть не
менее 1,3
5. Значения tgδ или С2/С50 за время ремонта соответственно повысились
не более чем на 30
и 20%
6. Значения tgδ или С2/С50 нe превышают данных, ука-
занных в табл. 2.18 и 2.19.
7. Отношение
ΔС/С не превышают данных,
указанных в табл. 2.201)

1. Для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000 кВ·А комбинация 1, 3, 4, 6
2. Для трансформаторов 110 кВ и
выше комбинация 1 - 7

 

 

Примечания: Данные табл. 1 приложения 1.1 ПЭЭП.
1) Измерение ЬС/С у трансформаторов до 35 кВ производить не обязательно. Измерение ?C/С

2) Для трансформаторов до 110 кВ. Для трансформаторов выше 110 кВ сопротивление изоляции

 

Таблица 2.16. Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части силовых трансформаторов на воздухе

Напряжение трансформатора, кВ

Продолжительность работ, час, при влажности, %

до 75

до 85

до 35

24

16

110-500

16

10

Измерение сопротивления изоляции:

1) обмоток с определением R60/R15.
Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период.
Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром 2500 В по схемам табл. 2.2. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора.
Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С.
Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются табл. 2.17. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными.
О порядке проведения измерений и оценке значения отношения R60/R15 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.17. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ

Значения R60, МОм, при температуре обмотки, °С

10

20

30

40

50

60

70

До 35

450

300

200

130

90

60

40

110

900

600

400

260

180

120

80

Свыше 110

Не нормируется

Примечание: Данные табл. 2 ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора

2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек.
Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте.

Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормируется, но, для ориентировки, она находится в пределах 2-3 МОм для масляных трансформаторов для номинального напряжения 10 кВ и 10-20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивления изоляции находится в пределах 1-2 МОм.
Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно стали магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытания 1 мин.
В эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец считается неудовлетворительной при снижении более, чем на 50% от исходных величин.
Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются заусеницы и грязь под стальными шайбами. После производства измерений заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.

Проводится при капитальном и текущем ремонтах.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ•А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.
При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ•А и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С.
Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 2.18. В эксплуатации значение tgδ не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения сопротивления изоляции.
Измерение tgδ должны производиться при одной и той же температуре или при водятся к одной температуре.
О порядке проведения измерений тангенса угла диэлектрических потерь tgδ следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.18. Наибольшие допустимые значения tg о изоляции обмоток трансформатора в масле

Трансформаторы

Значения tgδ %, при температуре обмотки, °С

10

20

30

40

50

60

70

35 кВ мощностью более 10000 кВ·А и 110-150 кВ всех мощностей

1,8

2,5

3,5

5,0

7,0

10,0

14,0

220 кВ всех мощностей

1,0

1,3

1,6

2,0

2,5

3,2

4,0

Примечание: Данные табл. 4ПЭЭП. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам

2.3.5. Определение отношения С2/С50.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение отношения С2/С50 не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.
Измерение отношения С2/C50 должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.
Наибольшие допустимые значения С2/C50 изоляции обмоток трансформаторов в масле представлены в табл. 2.19.
О порядке проведения измерений отношения С2/C50 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.

Таблица 2.19. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток трансформатора в масле

Напряжение
трансформатора, кВ

Значения C2/С50 при температуре, °С

10

20

30

40

50

60

70

до 35

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

110-150

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

Свыше 150

Не нормируется

Примечание: Данные табл. 5 ПЭЭП.

2.3.6. Определение отношения ΔС/С.

Проводится при капитальном ремонте.
Измерение отношения ΔС/С не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей.

Измерение отношения ΔС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре.
Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов в представлены в табл. 2.20

 

Таблица 2.20. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла

Определяемый
показатель

Значение ΔС/С,%, при температуре, С

10

20

30

40

50

Отношение ΔС/С

8

12

18

29

44

Приращение отношений ΔС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре

3

4

5

8,5

13

Примечание: Данные табл. 6 ПЭЭП.

Значения ΔC/С, измеренные по схемам табл. 2.2, относятся ко всем обмоткам испытываемого трансформатора.
О порядке проведения измерений отношения ΔС/С следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.